ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
“ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y SELECCIÓN DEL EQUIPO
ELECTRICO PARA UN TRANSFORMADOR ELEVADOR DE
POTENCIA DE UN SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA”
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
PATRICIA ELIZABETH TORRES PORTILLA
pattyeli_torres@hotmail.com
DIRECTOR: ING. LUIS ELÍAS TAPIA CALVOPIÑA
ltc51@hotmail.com
Quito, Agosto 2013
II
DECLARACIÓN
Yo, Patricia Elizabeth Torres Portilla, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
________________________
Patricia Elizabeth Torres Portilla
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Patricia Elizabeth Torres Portilla,
bajo mi supervisión.
__________________________
ING. LUIS TAPIA CALVOPIÑA
DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS
Al Ing. Luis Tapia Calvopiña, Director del Proyecto, por su invaluable ayuda durante el
desarrollo de este trabajo.
A mi familia y amigos por su apoyo constante durante mi vida estudiantil.
V
DEDICATORIA
A Dios.
A mis padres Ramiro y Rosa,
A mis hermanos Roberto, Dolores, Israel,
Por su amor y apoyo constante
durante toda mi vida.
A Christian parte importante de mi vida.
VI
INDICE DE CONTENIDO
DECLARACIÓN ........................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN......................................................................................................... III
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................IV
DEDICATORIA .............................................................................................................V
INDICE DE CONTENIDO ............................................................................................VI
INDICE DE FIGURAS..................................................................................................XI
INDICE DE TABLAS .................................................................................................. XII
RESUMEN................................................................................................................ XIV
CAPÍTULO 1.-INTRODUCCION ................................................................................... 1
1.1.- INTRODUCCION .......................................................................................... 1
1.2.- OBJETIVO GENERAL................................................................................... 1
1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 1
1.4.- ALCANCE ..................................................................................................... 2
CAPÍTULO 2.- DETERMINACIÓN DE UN TRANSFORMADOR ELEVADOR DE
POTENCIA PARA GENERACIÓN ............................................................................... 3
2.1.- INTRODUCCION .......................................................................................... 3
2.2.- ANTECEDENTES ......................................................................................... 3
2.3.- CARACTERISTICAS GENERALES .............................................................. 3
2.4.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE EQUIPOS..................................................... 4
2.4.1.GENERADORES ................................................................................... 4
2.4.2.TRANSFORMADOR DE POTENCIA ..................................................... 4
2.4.3.BARRA DE 13.8kV S/E LA PROPICIA .................................................. 5
2.4.4.DISPOSICION DE EQUIPOS DE LA CENTRAL TÉRMICA ................... 5
2.4.5.PROTECCIÓN CONTRA SOBREVOLTAJES ....................................... 5
2.4.6.PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR ............................................. 5
2.4.7.MALLA DE TIERRA ............................................................................... 6
2.4.8.PATIO DONDE SE COLOCARÁ EL TRANSFORMADOR ..................... 6
2.5.- CRITERIO DE DISEÑO................................................................................. 6
2.5.1.SISTEMA GENERACIÓN-TRANSFORMACIÓN ................................... 6
2.5.1.1 TIPOS DE CONEXIONES ................................................................. 7
2.5.1.1.1 CONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ................ 7
2.5.1.1.2 CONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR AUXILIAR ........................ 7
2.5.1.2 CONEXIÓN TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES Y EL
DE POTENCIA .................................................................................................. 8
2.5.1.3 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DEL TRANSFORMADORES 8
2.5.1.3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL GENERADOR .............. 8
2.5.1.3.2 LÍMITE DE LA TURBINA .............................................................. 9
2.5.1.3.3 LÍMITE DE EXCITACIÓN ............................................................. 9
2.5.1.3.4 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES..................... 9
2.5.1.3.5 ESTABILIDAD ............................................................................ 10
2.5.1.3.6 CURVA DE CAPACIDAD DEL GENERADOR SINCRÓNICO .... 10
2.5.1.4 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN ............................................................................................... 15
2.5.1.4.1 VOLTAJE ................................................................................... 15
2.5.1.4.2 POTENCIA REACTIVA .............................................................. 15
2.5.1.5 EVALUACIÓN DE PARÁMETROS .................................................. 15
2.5.1.5.1 TAP SUPERIOR......................................................................... 16
2.5.1.5.2 IMPEDANCIA ............................................................................. 16
2.5.1.5.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ........................................ 16
2.5.1.5.4 CAPACIDAD EN MVA ................................................................ 16
2.5.1.5.5 TAP INFERIOR .......................................................................... 17
VII
2.5.1.5.6 CORRIENTE DE DEVANADOS ................................................. 17
2.5.1.5.7 SOBREEXCITACIÓN ................................................................. 18
2.5.2.UNIDAD DE TRANSFORMACIÓN PRINCIPAL ................................... 18
2.5.2.1 CAPACIDAD NOMINAL ................................................................... 18
2.5.2.2 POTENCIA NOMINAL ..................................................................... 18
2.5.2.3 CORRIENTE NOMINAL................................................................... 19
2.5.2.4 CORRIENTE DE EXCITACIÓN ....................................................... 19
2.5.2.5 NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO ........................... 19
2.5.2.6 ENFRIAMIENTO .............................................................................. 20
2.5.2.7 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO ....................................................... 21
2.5.2.8 CAPACIDAD DE LAS DERIVACIONES........................................... 21
2.5.2.9 VOLTAJE DE LAS DERIVACIONES ............................................... 21
2.5.2.10
IMPEDANCIA Y SU TOLERANCIA .............................................. 22
2.5.2.11
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y SU TOLERANCIA ......... 22
2.5.2.12
REGULACIÓN Y SU TOLERANCIA ............................................ 22
2.5.2.13
RENDIMIENTO ............................................................................ 23
2.5.2.14
EFICIENCIA ................................................................................. 23
2.5.2.15
POLARIDAD ................................................................................ 23
2.5.2.16
DESPLAZAMIENTO ANGULAR .................................................. 25
2.5.2.17
DESIGNACIÓN DE TERMINALES .............................................. 25
2.5.2.18
RUIDO ......................................................................................... 26
2.5.2.19
CONDICIONES ESPECIALES DE SERVICIO ............................. 27
2.5.2.20
CONDICIONES TÉRMICAS ........................................................ 27
2.5.2.21
VARIACIÓN DE LA POTENCIA CON LA TEMPERATURA DEL
AIRE.
28
2.5.2.22
AUMENTO DE LA TEMPERATURA CON RELACIÓN A LA
CARGA.
28
2.5.2.23
EFECTOS CLIMÁTICOS (LA VARIACIÓN DE LA DENSIDAD DEL
AIRE CON LA ALTITUD)................................................................................. 29
2.5.2.24
CALENTAMIENTO TRANSITORIO ............................................. 29
2.5.2.25
EFECTO DEL COLOR DEL TANQUE ......................................... 30
2.5.2.26
TEMPERATURA AMBIENTE MÁXIMA ........................................ 31
2.5.2.27
ALTITUD DE OPERACIÓN .......................................................... 31
2.5.2.28
EFECTOS DE ALTITUD EN LA ELEVACIÓN DE LA
TEMPERATURA ............................................................................................. 31
2.5.2.29
EFECTO DE LA ALTITUD EN LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL
AIRE
32
2.5.2.30
OPERACIÓN A CARGA NOMINAL (kVA).................................... 32
2.5.2.31
OPERACIÓN A VOLTAJES SUPERIORES AL NOMINAL........... 33
2.6.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR
DE POTENCIA DEL SISTEMA DE GENERACIÓN A IMPLEMENTAR ................... 34
2.6.1.INTRODUCCIÓN ................................................................................. 34
2.6.2.CONDICIONES DE OPERACIÓN ....................................................... 36
2.6.3.ESPECIFICACIONES TÉCNICAS ....................................................... 37
2.6.4.ACEITE ............................................................................................... 38
2.6.5.TANQUE, TAPAS Y ACOPLAMIENTOS ............................................. 40
2.6.6.BASE ................................................................................................... 41
2.6.7.NÚCLEO ............................................................................................. 41
2.6.8.DEVANADOS ...................................................................................... 42
2.6.9.AISLADORES PASATAPAS ................................................................ 44
2.6.10.RADIADORES ................................................................................. 46
2.6.11.CONSERVADOR ............................................................................. 46
2.6.12.TERMÓMETROS............................................................................. 47
2.6.13.SISTEMA DE ENFRIAMIENTO AUTOMÁTICO ............................. 48
2.6.14.SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE .................................. 49
VIII
2.6.15.2.6.16.2.6.17.2.6.18.2.6.19.2.6.20.2.6.21.2.6.22.2.6.23.2.6.24.2.6.25.-
MECANISMO DE CONMUTADOR DE TOMAS SIN CARGA .......... 49
ACCESORIOS Y EQUIPOS AUXILIARES ....................................... 49
INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE ................................................ 50
SISTEMA DE DETECCIÓN Y CONTROL DE TEMPERATURA ...... 50
VÁLVULA DE DESCARGA DE SOBRE PRESIÓN .......................... 51
VÁLVULAS Y GRIFOS .................................................................... 51
PERNOS DE ANCLAJE, PLACAS DE BASE................................... 51
CAJAS DE TERMINALES Y ARMARIOS ........................................ 52
INSTRUMENTOS INDICADORES ................................................... 52
PLACAS DE IDENTIFICACIÓN ....................................................... 52
ACCESORIOS PARA SISTEMA DE CONSERVACIÓN DE ACEITE
53
2.6.26.TERMINALES .................................................................................. 53
2.6.27.PUESTA A TIERRA DEL TRANSFORMADOR ................................ 53
2.6.27.1
ACCESORIOS PARA CONEXIÓN A TIERRA ............................. 53
2.7.- INTERRUPTOR AUTOMATICO .................................................................. 54
2.7.1.VOLTAJE NOMINAL ........................................................................... 54
2.7.2.VOLATJE MÁXIMO ............................................................................. 54
2.7.3.CORRIENTE NOMINAL ...................................................................... 54
2.7.4.CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO INICIAL ..................................... 54
2.7.5.CAPACIDAD DE CORTE .................................................................... 55
2.7.6.VALOR PICO DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO ...................... 55
2.7.7.CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO PERMANENTE ......................... 56
2.7.8.TIEMPO DE INTERRUPCIÓN ............................................................. 57
2.7.9.NIVEL DE AISLAMIENTO DE BAJA FRECUENCIA ............................ 57
2.7.10.CAPACIDAD DE TIEMPO CORTO .................................................. 57
2.7.11.VOLTAJE DE CONTROL................................................................. 57
2.7.12.CAPACIDAD DE RECIERRE ........................................................... 57
2.7.13.SECUENCIA DE OPERACIÓN ........................................................ 58
2.7.14.DIMENSIONAMIENTO DEL INTERRUPTOR DE 6.3KV.................. 58
CAPÍTULO 3.-SISTEMA DE PROTECCIÓN, CONTROL, PRUEBAS ELÉCTRICAS,
FÍSICAS-QUÍMICAS Y ESPECIALES ........................................................................ 60
3.1.- INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 60
3.2.- SISTEMA DE PROTECCIÓN ...................................................................... 60
3.2.1.CONDICIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SISTEMA DE
PROTECCIONES ............................................................................................... 60
3.3.- CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO ........................ 61
3.4.- DISEÑO DE LA MALLA A TIERRA ............................................................. 67
3.4.1.PARÁMETROS CRÍTICOS.................................................................. 68
3.4.1.1 CORRIENTE MÁXIMA A DISIPAR POR LA MALLA ........................ 68
3.4.1.2 CORRIENTE SIMÉTRICA DE FALLA A TIERRA............................. 68
3.4.1.3 FACTOR DE DECREMENTO .......................................................... 69
3.4.1.4 FACTOR DE CRECIMIENTO .......................................................... 69
3.4.2.DURACIÓN DE LA FALLA Y DURACIÓN DEL CHOQUE ................... 69
3.4.3.GEOMETRÍA DE LA MALLA ............................................................... 70
3.4.4.RESISTIVIDAD DE LA CAPA SUPERFICIAL ...................................... 70
3.4.5.RESISTIVIDAD DEL TERRENO .......................................................... 71
3.4.6.INVESTIGACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL SUELO........................ 71
3.4.7.MEDIDAS DE RESISTIVIDAD ............................................................. 72
3.4.8.CRITERIO DE TENSIONES DE PASO Y DE TOQUE TOLERABLES. 73
3.4.9.EVALUACIÓN DE LA RESISTENCIA DE LA PUESTA A TIERRA ...... 74
3.4.9.1 REQUERIMIENTOS ........................................................................ 74
3.4.9.2 CÁLCULOS SIMPLIFICADOS ......................................................... 75
3.4.9.3 ECUACIONES DE SCHWARZ PARA SUELO HOMOGÉNEO ........ 75
IX
3.4.9.4 CÁLCULO DE LA TENSIÓN MÁXIMA DE LA MALLA ..................... 77
3.4.10.CÁLCULO DE LA TENSIÓN REAL DE PASO EP ........................... 78
3.4.11.REFINAMIENTO DEL DISEÑO PRELIMINAR ................................. 78
3.4.12.CONEXIONES A LA MALLA ............................................................ 79
3.4.13.CÁLCULO DE LA MALLA A TIERRA ............................................... 80
3.4.13.1
CONSIDERACIONES Y ABREVIATURAS .................................. 81
3.4.13.2
CÁLCULOS ................................................................................. 82
3.4.13.3
RESULTADO ............................................................................... 85
3.5.- ANALISIS DE FALLAS EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA
ELEVADORES PARA GENERACIÓN .................................................................... 86
3.5.1.FALLAS EN EL TRANSFORMADOR .................................................. 86
3.5.2.FALLAS EN ELEMENTOS AUXILIARES ............................................. 87
3.6.- PROTECCIONES DEL TRANFORMADOR ELEVADOR DE POTENCIA DE
UNA GENERADORA .............................................................................................. 88
3.6.1.PROTECCIÓN POR RELEVADORES BUCHHOLTZ .......................... 89
3.6.2.PROTECCIÓN DIFERENCIAL ............................................................ 90
3.6.2.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE PORCENTAJE .......................... 91
3.6.2.2 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO .................................. 93
3.6.2.3 DIMENSIONAMIENTO DE LOS TCS DE INSTRUMENTO.............. 98
3.6.2.3.1 TCs DE CORRIENTE ................................................................. 98
3.6.2.3.2 CÁLCULO DE LOS TCs ............................................................. 98
3.6.2.3.3 TCs DE POTENCIAL................................................................ 100
3.7.- SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO ................................................ 102
3.7.1.MONITOREO EN LÍNEA PARA LA DETECCIÓN DE FALLAS EN
TRANSFROMADORES DE POTENCIA ........................................................... 102
3.7.2.SISTEMA DE MONITOREO EN LINEA PARA TRANSFORMADORES
DE POTENCIA (SMLTP)................................................................................... 104
3.7.3.DISPOSITIVOS DE CONTROL Y MONITOREO ............................... 105
3.7.3.1 MONITOR DE TEMPERATURA .................................................... 105
3.7.3.2 MONITOR DE TEMPERATURA ELECTRÓNICO .......................... 106
3.7.3.3 MONITOR DE SISTEMA DE ENFRIAMIENTO .............................. 107
3.7.3.4 MONITOR ELECTRÓNICO DE PRESIÓN..................................... 108
3.8.- PRUEBAS ELÉCTRICAS, FÍSICAS-QUÍMICAS Y ESPECIALES ............. 108
3.8.1.NORMAS DE REFERENCIA. ............................................................ 109
3.8.2.PRUEBAS DE INSPECCIÓN VISUAL ............................................... 109
3.8.3.PRUEBAS EN FÁBRICA ................................................................... 109
3.8.3.1 Prueba de resistencia de aislamiento............................................. 109
3.8.3.2 PRUEBA DE ÍNDICE DE ABSORCIÓN ......................................... 111
3.8.3.3 PRUEBA DE ÍNDICE DE POLARIZACIÓN .................................... 112
3.8.3.4 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN....................... 113
3.8.3.5 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A LOS AISLAMIENTOS ... 114
3.8.3.6 SOBREVOLTAJE APLICADO ....................................................... 117
3.8.3.7 SOBREVOLTAJE INDUCIDO ........................................................ 118
3.8.3.8 PRUEBA DE IMPULSO ................................................................. 118
3.8.3.9 TRATAMIENTO AL ACEITE MINERAL DE TRANSFORMADORES
119
ANALISIS FISICO-QUÍMICOS AL ACEITE ............................................... 119
3.8.3.10
PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA AL ACEITE.................... 121
CAPÍTULO 4.- ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA DE
SUBTRANSMISION CNEL ESMERALDAS 2012 .................................................... 126
4.1.- ANTECEDENTES ..................................................................................... 126
4.2.- ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA ............................................................. 126
4.3.- CALIDAD DE POTENCIA .......................................................................... 126
4.4.- CALIDAD DE VOLTAJE ............................................................................ 126
X
4.5.- FACTOR DE POTENCIA .......................................................................... 127
4.6.- CORRIDA DE FLUJO DE CARGA ............................................................ 128
4.6.1.CONDICIONES DEL FLUJO DE POTENCIA .................................... 128
4.7.- RESULTADOS .......................................................................................... 128
4.7.1.RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MINIMA............ 130
4.7.2.RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MEDIA ............. 131
4.7.3.RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MÁXIMA .......... 132
CAPITULO 5.-ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO....................................... 136
5.1 INTRODUCCIÓN..................................................................................... 136
5.2 EVALUACIÓN ECONOMICA................................................................... 136
5.2.1 BENEFICIOS ........................................................................................ 136
5.2.2 INVERSIÓN .......................................................................................... 136
5.2.3 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ............................................................. 138
5.2.4 VALOR PRESENTE NETO .................................................................. 138
5.2.4.1 VALOR PRESENTE .......................................................................... 138
5.2.5 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) .................................................. 139
5.2.6 RELACIÓN COSTO BENEFICIO.......................................................... 139
5.2.7 CALCULOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA ................................ 139
5.2.8 RESULTADOS ..................................................................................... 142
5.2.8 PERIODO DE RECUPERACION DEL CAPITAL .................................. 142
CAPITULO 6.-CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................... 144
6.1 CONCLUSIONES .................................................................................... 144
6.2 RECOMENDACIONES............................................................................ 145
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 146
ANEXOS .................................................................................................................. 148
ANEXO 1.-DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE GENERACIÓN ..................... 149
ANEXO 2.-DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA CNEL ESMERALDAS 2012 ....... 151
ANEXO 3.-MALLA DE PUESTA A TIERRA PARA EL TRANSFORMADOR
ELEVADOR DE POTENCIA ..................................................................................... 153
ANEXO 4.-DIAGRAMA UNIFILAR DE EQUIPOS PRINCIPALES DE PROTECCIÓN
GENERADOR – TRANSFORMADOR ...................................................................... 155
XI
INDICE DE FIGURAS
Figura 2.1.-Diagrama unifilar de un sistema Generación - transformación.
Figura 2.2.- Típicas conexiones de transformadores de gran capacidad para centrales
de generación.
Figura 2.3.- Típicas conexiones de transformadores auxiliares.
Figura 2.4.- Curva de capacidad reactiva del generador.
Figura 2.5.- Curva Típica del límite de estabilidad del generador en estado
estacionario.
Figura 2.6.- Polaridad.
Figura 2.7.- Niveles de ruido en transformadores normales.
Figura 2.8.- Factor dependiente de la inductancia de saturación (λ)
Figura 3.1.- Método de los cuatro electrodos o de Wenner.
Figura 3.2.- Diseño preliminar de la malla.
Figura 3.3.- Diagrama: Protección diferencial de Potencia (Protección de
Transformadores de Potencia y Barras Cap.6. HARPER).
Figura 3.5.-Protección diferencial de porcentaje (Protecciones de Sistemas Eléctricos,
Brand & Moncada).
Figura 3.6.- Esquema final de conexiones trifásico de la protección diferencial para el
transformador de poder DY1 aterrizado sólidamente a tierra.
Figura 3.7.- Arquitectura General de los SMLTPs.
Figura 3.8.- Módulos que integran el SMLTP para el monitoreo continuo de
transformadores.
Figura 3.9.- Diagrama de Flujo para el Proceso de Filtrado y Desgacificado del aceite.
Figura 4.1.- Diagrama Unifilar S/E La Propicia (Programa DigSILENTPower Factory
14.0).
Figura 4.2.- Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12
MVA.a Demanda Mínima (Programa DigSILENTPower Factory 14.0).
Figura 4.3.- Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12
MVA a Demanda Media (Programa DigSILENTPower Factory 14.0).
Figura 4.4.- Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12
MVA a Demanda Máxima (Programa DigSILENTPower Factory 14.0).
Figura 4.5.- Transformador la propicia a Demanda Máxima.
Figura 4.6.- Transformador la propicia a Demanda Media.
Figura 4.7.- Transformador la propicia a Demanda Mínima.
Figura 5.1.- Flujo de Fondos
XII
INDICE DE TABLAS
Tabla 2.1.-Características Eléctricas de Generador Sincrónico.
Tabla 2.2.- Capacidad Nominal en kVA .
Tabla 2.3.- Voltajes Máximos y Niveles básicos de aislamiento al impulso para
sistemas de hasta 765kV. (IEEE Std C57.12.00-2000).
Tabla 2.4.- Medios de Enfriamiento para transformadores.
Tabla 2.5.- Sistema de Enfriamiento para Transformadores.
Tabla 2.6.- Designación de clase de enfriamiento.
Tabla 2.7.- Impedancias Normales.
Tabla 2.8.- Niveles de ruido admisibles para transformadores.
Tabla 2.9.- Pérdidas Totales en un Transformador, para una superficie vertical a
25°C.
Tabla 2.10.- Temperaturas Transitorias Admisibles.
Tabla 2.11.- IEEE C57.91-1995: Factores de corrección en los kVA nominales para
alturas de operación mayores a 1000 m.s.n.m.
Tabla 2.12.- Factores de corrección de la rigidez dieléctrica para altitudes superiores
a 1000 m (3300 pies).
Tabla 2.13.- IEEE C57.91-1995: Temperatura Máxima promedio admisible según el
tipo de enfriamiento para operación a KVA nominales.
Tabla 2.14.- Límites de elevación de temperatura para transformadores a capacidad
continua sobre la temperatura ambiente.
Tabla 2.15.- Condiciones Ambientales de Operación.
Tabla 2.16.- Especificaciones técnicas del transformador de fuerza.
Tabla 2.17.- Voltajes de control para interruptores automáticos (norma ANSI C37-06).
Tabla 2.18.- Tiempos de recierre para interruptores automáticos (norma ANSI C3706).
Tabla 2.19.- Especificaciones técnicas del interruptor automático de 6.3kV.
Tabla 3.1.- Valores Equivalentes del S.N.I en la barra de 69kV La Propicia.
Tabla 3.2.- Parámetros de Líneas de Subtransmisión (Información obtenida mediante
CNEL Esmeraldas).
Tabla 3.3.- Parámetros de Transformadores (Información obtenida mediante CNEL
Esmeraldas).
Tabla 3.4.- Demanda Máxima Coincidente periodo febrero 2012 (Información obtenida
mediante CNEL Esmeraldas).
Tabla 3.5.- Resultados de máxima corriente Corto Circuito Barra 13.8kV La Propicia.
Tabla 3.6.- Rango de Resistividad del suelo.
Tabla 3.7.- Valores máximos de resistencia de puesta a tierra.
XIII
Tabla 3.8.- Datos para el cálculo de Malla a tierra.
Tabla 3.9.- Variables para el cálculo de la resistencia a tierra.
Tabla 3.10.- Tipo de Conexión del TC.
Tabla 3.11.- Capacidades y valores de relación de transformación para
transformadores de corriente.
Tabla 3.12.- Capacidades y valores de relación de transformación para
transformadores de corriente tipo boquilla (En interruptores y transformadores).
Tabla 3.13.- Clase de precisión estándar para medición y límite de corrección para
transformadores de corriente.
Tabla 3.14.-Burden estándar para transformadores de corriente con 5A en el
secundario.
Tabla 3.15.-Burden estándar para transformadores de Potencial (*los burden estándar
para aplicaciones de medición son W,X,M,Y).
Tabla 3.16.- Características de los TCs.
Tabla 3.17.- Características de los Relés de Protección.
Tabla 3.18.- Factores de Potencia de Materiales Aislantes.
Tabla 3.19.- Factores de Potencia de Equipos.
Tabla 3.20.- Periodos de Análisis Considerables.
Tabla 4.1.- Valores limites de bandas de variación de niveles de voltaje (Informe
Bandas de Voltaje para el SIN).
Tabla 4.2.- Limites de factor de potencia en puntos de entrega (Informe Bandas de
Voltaje para el SIN).
Tabla 4.3.- Límites de los parámetros de la Calidad de la Potencia (Regulación No.
CONELEC - 003/08).
Tabla 4.4.- Resultado de Flujo de Carga antes de la implementación del proyecto.
Tabla 4.5.- Resultado de Flujo de Carga a Demanda Mínima Coincidente CNEL
Esmeraldas.
Tabla 4.6.- Resultado de Flujo de Carga a Demanda Media Coincidente para CNEL
Esmeralda.
Tabla 4.7.- Resultado de Flujo de Carga a Demanda Máxima Coincidente para CNEL
Esmeralda.
Tabla 5.1.- Costos de implementación de proyecto.
Tabla 5.2.- Resultados del Análisis Económico.
XIV
RESUMEN
Capítulo 1.- en el primer capítulo se realiza una visión general del proyecto
“Dimensionamiento del transformador de potencia 6.3/13.8kV para una central de
generación”.Se detalla el alcance, el objetivo principal y objetivos secundarios.
Capítulo2.- en este capítulo se describen los criterios fundamentales para la óptima
selección de un transformador trifásico elevador de potencia de un sistema de
generación no común 6.3/13.8kV.
Se determina las especificaciones eléctricas, mecánicas, térmicas y se dimensionan
las partes constitutivas y los elementos auxiliares del transformador elevador.
Capitulo 3.- en dicho capitulo se determina las protecciones eléctricas necesarias en
un sistema de Generación – transformación.
Se calcula y dimensiona el sistema de puesta a tierra (malla de puesta a tierra) donde
se colocará el transformador dimensionado, previamente se realiza el estudio de corto
circuito del sistema de subtransmisión de CNEL Esmeraldas.
Se describe el sistema de monitoreo implementando nueva tecnología disponible en el
mercado, y se realiza el análisis de pruebas al transformador trifásico elevador de
potencia.
Capítulo 4.-
una vez determinado el sistema de transformación a utilizar para el
grupo de generadores que se desea implementar en la barra de 13.8kV de la
Subestación La Propicia, se realiza el estudio de flujo de potencia del sistema de Subtransmisión CNEL Esmeraldas mediante el programa DigSILENTPower Factory 14.0,
con el cual se determina el comportamiento de la red con la inyección de 12MVA al
sistema.
Verificando si esta implementación es factible mejorar los perfiles de voltaje y aliviar la
sobrecarga existente en la S/E La Propicia.
Capítulo 5.- en este capítulo se realiza un análisis económico de la implementación
que se desea realizar, se determina su costo y se calcula la recuperación de la
inversión.
Capítulo 6.- en el capítulo final se describen las conclusiones y recomendación
obtenidas después de realizar es presente estudio de implementación del sistema de
transformación.
1
CAPÍTULO 1
INTRODUCCION
1.1.- INTRODUCCION
Dentro de las provisiones futuras de producción de energía eléctrica en el área de
concesión de la empresa CNEL Esmeraldas, se desea realizar la implementación de
tres generadores a diesel, cada generador aportará una potencia de 3.7MVA al
sistema eléctrico a través de la barra de 13.8kV de la S/E La Propicia ubicado en la
provincia de Esmeraldas, con el objeto de satisfacer adecuadamente las exigencias de
consumo de energía eléctrica en el sector, brindando un servicio con calidad de
energía.
El proyecto determinará las especificaciones técnicas del equipo eléctrico de
transformación requerido para la implementación de los tres generadores sincrónicos
conforme los criterios técnicos de ingeniería.
1.2.- OBJETIVO GENERAL
El objetivo fundamental es determinar las características básicas del transformador a
emplearse en una central de generación para un nivel de voltaje no común 6.3/13.8 kV
en base a los parámetros eléctricos del sistema, de acuerdo a especificaciones
establecidas en normas internacionales de fabricación, considerando condiciones
especiales del medio así como la seguridad inherente para esta función.
Se realizará la simulación del sistema dimensionado a través del paquete
computacional digsilentpowerfactoryversión 14.0.
1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Se realizará la selección del equipo eléctrico de transformación requerido para la
implementación de los tres generadores sincrónicos al sistema eléctrico a través de la
barra de 13.8kV de la S/E La Propicia.
Se analizará la implementación del equipo de control, protección y medición basado en
las nuevas tecnologías existentes en el mercado como es el monitoreo en línea de
transformadores de potencia.
2
Se realizará el estudio de flujo de potencia mediante el programa DigSILENTPower
Factory 14.0 del sistema de Subtransmisión de CNEL Esmeraldas, con el cual se
determina el comportamiento de la red con la inyección de 12MVA en la barra de la
S/E la Propicia.
Verificando si esta implementación es factible para aliviar la sobrecarga y para el
mejoramiento de los perfiles de voltaje existente en la S/E La Propicia.
Se realizara un análisis económico del proyecto a desarrollar, evaluando la inversión
inicial vs. Beneficios además el cálculo del periodo de recuperación del capital
invertido.
1.4.- ALCANCE
Las especificaciones técnicas determinarán los requisitos para el diseño, fabricación,
operación, pruebas en fabricación, pruebas en sitiopara el transformador elevador de
potencia de un sistema generación-transformación.
A través de este proyecto se podrá contar en un futuro con aproximadamente 9MW
que se aportará al sistema eléctrico de subtransmisión de Esmeraldas, con la finalidad
de satisfacer la demanda de energía en el sector en épocas de estiaje y demanda
máxima.
Además se da una solución al problema de sobrecarga existente en la S/E La propiciaEsmeraldas.
3
CAPÍTULO 2
DETERMINACIÓN DE UN TRANSFORMADOR
ELEVADOR DE POTENCIA PARA GENERACIÓN
2.1.- INTRODUCCION
El presente proyecto tiene como objetivo fundamental, la implementación del equipo
eléctrico necesario para elevar el voltaje de la potencia generada por tres generadores
de capacidad 3.7MVA y transmitirla al sistema de subtransmisión de CNEL
Esmeraldas.
2.2.- ANTECEDENTES
Dentro de las previsiones de producción de energía en el área de concesión de CNEL
Esmeraldas se ha considerado la instalación de tres generadores marca BRUSH
modelo B.S.100.108. Capacidad 3.7MVA.
EL grupo de generadores se prevé instalar en la barra de 13.8kV S/E La Propicia que
se encuentra ubicada en la provincia de Esmeraldas, cantón Esmeraldas, parroquia
Vuelta Larga.
2.3.- CARACTERISTICAS GENERALES
El dimensionamiento del equipo eléctrico ha sido realizado según los requerimientos
de los generadores a instalar y conforme con los criterios técnicos de ingeniería, con el
objeto de satisfacer adecuadamente las exigencias de operación y transferencia
optima de energía.
La disposición de los equipos y del transformador de fuerza han sido proyectados
considerando todos los parámetros técnicos de tal manera que su operación sea
sencilla, confiable y que tenga muy buena continuidad de servicio eléctrico; así como,
que su costo sea bajo.
Con estas consideraciones en forma general se ha previsto un diagrama unifilar que
comprende el transformador proyectado con los generadores a instalar como se
muestra en el ANEXO 1.
4
2.4.- DESCRIPCIÓN GENERAL DE EQUIPOS
2.4.1.- GENERADORES
El transformador proyectado servirá para elevar la potencia generada de los tres
generadores Marca BRUSH, las características eléctricas de los mismos se detalla a
continuación:
Tabla 2.1 Características Eléctricas de Generador Sincrónico
GENERADOR DE CORRIENTE ALTERNA
DATOS GENERALES:
Tipo
Sincrónico
marca
Brush
Potencia
3.781 kVA
Voltaje
6.300 V
Acoplado a
Motor de diesel
DATOS TECNICOS:
Servicio
Uso Continuo
Posición de eje
Horizontal
Velocidad de rotación
600 rpm
Tipo de enfriamiento
Por aire
ALTERNADOR:
Forma constructiva (tipo) BS 100-108
Número de serie
566163
Capacidad nominal
3.781 kVA
Voltaje de operación
6300 V
Corriente de generación
346.5 A
Factor de potencia
60 Hz
Conexión
Estrella
Rotor: tipo B
Clase de aislación
Estator: tipo F
Excitatriz:
Forma constructiva
BXK 5431
Número de serie
566162
Capacidad Nominal
20.9 KW
Voltaje DC
106 V
Corriente DC
197 A
Clase aislación armadura Tipo E
Clase aislación campo
Tipo C
2.4.2.- TRANSFORMADOR DE POTENCIA
El transformador de la subestación generadora de elevación será trifásico y su diseño,
material y dimensiones, serán tales que no sufran ningún daño o distorsión bajo las
más severas condiciones de operación, incluyendo cortocircuitos.
El transformador será dimensionado de acuerdo a los estándares más actuales de las
normas ANSI, NEMA, y IEEE.
5
2.4.3.- BARRA DE 13.8kV S/E LA PROPICIA
Comprende el sistema de barra simple, conformado por tres posiciones de
alimentadores primarios existentes y una posición para el transformador elevador
proyectado. Los alimentadores existentes son:
•
Alimentador Sur Grande
•
Alimentador Aeropuerto
•
Alimentador Termopichincha
•
La cuarta posición proyectada a través de esta se recibirá la potencia de los
tres generadores a instalar.
2.4.4.- DISPOSICION DE EQUIPOS DE LA CENTRAL TÉRMICA
La posición de la unidad de generación y transformación constará de:
•
generadores
•
Interruptor de 6.3kV
•
Transformador de Potencia 9/12MVA
•
Alimentador trifásico
2.4.5.- PROTECCIÓN CONTRA SOBREVOLTAJES
El tanque del transformador elevador dispondrá de bases para la instalación de
pararrayos cuyas características de detallan en el capítulo de protecciones.
2.4.6.- PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR
Se proveerá protecciones que operarán para fallas internas del transformador y para
fallas externas como respaldo:
•
Protección diferencial para los devanados 87T, con características de;
restricción de armónicos, sobrecorrientes en las tres fases (instantáneo y
temporizado) por devanado, sobrecorriente para fallas a tierra (instantáneo y
temporizado) por devanado.
•
Protección Buchholz o relé de presión súbita 63.
•
Relé 50 y 51 para sobrecorrientes temporizado para neutro.
•
Relé 71 para nivel de aceite.
•
Protección para sobre temperatura del aceite por medio del termómetro de
aceite.
6
2.4.7.- MALLA DE TIERRA
Considerando los niveles máximos de corto circuito del sistema, la resistencia de tierra
prevista será del orden de 1.8 ohmios, el conductor a utilizarse será de cobre cableado
desnudo No 4/0 AWG.
La malla de tierra estará formada por una red de conductores conectados entre sí
mediante conectores de compresión del rango apropiado. Todas las estructuras
metálicas de barra y soportes de equipos, neutro del transformador de potencia, serán
conectados a la malla de tierra.
Más adelante en el diseño, se resume los datos y resultados obtenidos, y la
disposición física.
2.4.8.- PATIO DONDE SE COLOCARÁ EL TRANSFORMADOR
El patio deberá ser cubierto de ripio, a una altura de 10cm, las partes adyacentes al
terreno se recomienda la construcción de veredas de hormigón simple a fin de
disminuir los riesgos de las tensiones de contacto para las personas que transiten
cerca de la subestación.
2.5.- CRITERIO DE DISEÑO
Para realizar una correcta selección del transformador de potencia de un sistema de
generación se debe considerar los parámetros y el comportamiento eléctrico de todos
los componentes del sistema de generación en conjunto.
A continuación se presenta un análisis del sistema generación- transformación el cual
determinará las especificaciones técnicasde los equipos.
2.5.1.- SISTEMA GENERACIÓN-TRANSFORMACIÓN
La principal función del transformador de potencia conectado a un sistema de
generación es transformar el voltaje de la potencia de salida del generador (menos la
energía consumida por el sistema auxiliar y perdidas del transformador) desde sus
terminales hasta la red de transmisión.
Por tanto la correcta selección de los parámetros del transformador debe regirse por
las características eléctricas tanto del sistema de generación (generador) y transmisión
(primario de salida) del sistema al que se conecte el transformador de potencia.
7
A continuación se muestra un esquema típico del sistema generación-transformación:
Figura 2.1 Diagrama unifilar de un sistema Generación - transformación.
2.5.1.1 TIPOS DE CONEXIONES
2.5.1.1.1 CONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA
Las conexiones más comunes que se utilizan para grandes transformadores se
muestran en la figura 2.2.
Para altos voltajes superiores 115kV se utiliza la conexión Yn en el lado de alto voltaje,
el neutro sólidamente conectado a tierra es ventajoso económicamente debido a la
reducción en el aislamiento del neutro.
Figura 2.2 Típicas conexiones de transformadores de gran capacidad para centrales de
generación
2.5.1.1.2 CONEXIÓN DEL TRANSFORMADOR AUXILIAR
Las conexiones más comunes utilizadas se muestran en la figura 2.3, la conexión en
triángulo en el lado de alto voltaje permite el ángulo de fase adecuado alrededor todo
el sistema.
Figura 2.3 Típicas conexiones de transformadores auxiliares
8
2.5.1.2 CONEXIÓN TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES Y EL DE
POTENCIA
Las conexiones entre el transformador de potencia y el transformador para la carga
auxiliares deben estar en fase, esto se logra con la conexión adecuada para cada
parte del sistema como se detallo en los ítems anteriores.
2.5.1.3 SELECCIÓN DE LOS PARÁMETROS DEL TRANSFORMADORES
A continuación se detalla los componentes de un sistema de generación y sus
características de operación para la correcta elección del equipo de transformación.
2.5.1.3.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL GENERADOR
El generador debe operar con éxito para los kVA nominales, frecuencia y factor de
potencia a un ±5% del voltaje nominal, pero no necesariamente de acuerdo con las
normas de rendimiento establecido para operación a voltaje nominal.
La curva de capacidad reactiva del generador típico se muestra en la figura 2.4 para la
tensión nominal del generador.
Figura 2.4 Curva de capacidad reactiva del generador1
La curva determina:
•
A
menor
voltaje
nominal
(voltamperesubexitadosVAR)
•
reduce
la
capacidad
reactiva
Mientras que la capacidad VAR reactiva sobreexcitada es afectada por ±5% de
variación del voltaje nominal.
•
Se
Si se opera por debajo de 95%
Se reduce los MVAR en relación a cuando se opera en la región subexcitada.
9
2.5.1.3.2 LÍMITE DE LA TURBINA
La salida del generador en MW está limitada por la capacidad de la turbina.
Los MVA del transformador nunca deberán limitar la salida de MW del generador.
2.5.1.3.3 LÍMITE DE EXCITACIÓN
Modernas unidades están protegidas para operar en la región subexcitado por
limitadores en el sistema de excitación. La operación en la región subexcitado causa
calentamiento en el hierro y preocupación de la estabilidad en estado estacionario.
El límite de calentamiento del hierro establece la curva de capacidad de subexcitado.
El límite de la estabilidad en estado estacionario se establece generalmente por
métodos clásicos que utilizan reactancias de la máquina y el sistema de impedancias
de cortocircuito. La figura 2.5 muestra este límite de estabilidad en estado estacionario
clásica.
Figura 2.5 Curva Típica del límite de estabilidad del generador en estado estacionario 1
2.5.1.3.4 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES
Las cargas auxiliares (motores de las bombas, motores de ventiladores, etc.) pueden
afectar a la oscilación del voltaje admisible. Aunque el propio generador puede
funcionar de manera satisfactoria en cualquier lugar del 95% al 105% de su voltaje
nominal.
Esto se soluciona con cambiadores de carga, tap que regulan el voltaje o dispositivos
de regulación de voltaje, además compensan los efectos de las variaciones de voltaje.
10
El consumo de energía real del transformador auxiliar se resta frecuentemente de los
MW brutos del generador para obtener la capacidad del transformador de potencia
(MW).
2.5.1.3.5 ESTABILIDAD
Uno de los parámetros en el mantenimiento de la estabilidad de la unidad con la red
de transmisión es la impedancia. Planificar los estudios suelen proporcionar los límites
superiores de la impedancia del transformador de potencia.
2.5.1.3.6 CURVA DE CAPACIDAD DEL GENERADOR SINCRÓNICO
Esta curva define las zonas seguras de operación de los generadores sincrónicos en
estado estable, considerando los límites máximos y mínimos de potencia mecánica de
la maquina motriz, límite máximo de corriente de armadura y límite máximo y mínimo
de corriente de excitación.
Figura 2.6 Diagrama fasorial de un generador sincrónico
Donde:
Vt: Voltaje de terminales del Generador
Xd: Reactancia sincrónica
Ia: Corriente de armadura a un ángulo de fase E: Fuerza electromotriz
11
Para realizar la grafica de la curva de capacidad de un generador sincrónico se
considera el voltaje Vt como constante y la resistencia de la armadura despreciable.
Partiendo del diagrama fasorial del generador figura 2.6, siendoVt como referencia, se
obtiene un diagrama fasorial que muestra cinco lugares geométricos que pasan a
través del punto de operación m, estos lugares corresponden a cinco posibles modos
de operación en los que un parámetro de la unidad de generación se conversa
constante.
Figura 2.7 Diagrama fasorial que muestra los lugares geométricos que pasan por el punto
de operación m Excitación constante
La curva de excitación constante es un círculo que tiene como centro el punto n y un
radio de longitud n-m igual a la magnitud del voltaje interno |E|, que se mantiene
constante considerando If constante.
Corriente de armadura constante
El círculo para Ia constante tiene como centro o y un radio de longitud o-m
proporcional al valor fijo de |Ia|. Como |Vt| esta fijo, los puntos de operación en este
lugar geométrico corresponden a la salida constante de megavoltamperes |Vt|*|Ia|
desde el generador.
12
Potencia constante
La potencia activa está dada por P |Vt||Ia| cos (p.u) como |Vt| es constante, la línea
vertical m-p la distancia fija Xd |Ia| cos desde el eje vertical n-o, representa el lugar
geométrico del punto de operación para P constante. La salida en megawatts del
generador siempre es positiva sin importar el factor de potencia de salida.
Potencia reactiva constante
La potencia reactiva está dada por Q |Vt||Ia| sen (p.u), cuando el ángulo es
positivo para factores de potencia e atraso, cuando |Vt| es constate, la línea horizontal
q-m a la distancia fija Xd |Ia| sen desde el eje horizontal representa el lugar
geométrico de los puntos de operación para Q constate. Para operación con fp 1, la
salida de Q del generador es cero, y corresponde a un punto de operación sobre el eje
horizontal o-p.
Para factores de potencia en atraso (adelanto), la Q de salida es
positiva (negativa) y el punto de operación está en la mitad del plano que se halla
arriba (abajo) de la línea o-p.
Factor de potencia constante
La línea radial o-m corresponde a un valor fijo del ángulo de factor de potencia entre
Ia y Vt. El ángulo es para la carga con factor de potencia en atraso. Cuando 0 el
factor de potencia es uno y el punto de operación está sobre el eje horizontal o-p. la
mitad del plano debajo del eje horizontal se aplica a factores de potencia en adelanto.
Al relacionar la potencia activa y reactiva:
*
!
|"||#|
&'( )
$%
(2.1)
|"|
+|#| cos ) , |"|$%
(2.2)
Y haciendo un arreglo matemático, obtenemos la ecuación de un círculo:
! / 0* /
2
|"|2
$%
|#||"|
1 0
1
2
$%
2
(2.3)
Determinamos el lugar geométrico de P y Q como un circulo de coordenadas
2,
,
: que define el lugar geométrico para E constante que limita el
|34|5 |9||34|
67
67
calentamiento del devanado de campo (limite de máxima corriente de campo).
El lugar geométrico de Ia constante está dado por un círculo de coordenadas
13
;0, +|Vt||Ia|-< que especifica la limitación del calentamiento del devanado de armadura
(límite máximo corriente de armadura).
La intersección entre estas dos curvas determina el punto de operación normal de la
máquina, esto es su capacidad, tanto en potencia activa como reactiva. Además existe
un límite para el área de subexitación debido al sobrecalentamiento de los terminales
del núcleo del estator que es definido por el fabricante; límite máximo y mínimo para
potencia activa, limite practico de estabilidad estacionaria, limite de mínima corriente
de excitación.
Modelación de la Curva de capacidad para un generador sincrónico de 3.781kVA
Tabla 2.2 Datos de Fabricante
Valores nominales
Sn (MVA)
Vn (kV)
In (A)
Fpn
3.781
6.3
346.5
0.8
f (Hz)
60
Parámetros de la máquina
Xd (p.u.)
Xo (p.u.)
X2 (p.u.)
Xd” (p.u.)
Xds (p.u.)
2
0.035
0.09
0.09
1.2
Potencias mínimas y máximas
Pmáx (MW)
Qmáx (MVAR)
Pmín (MW)
Qmín (MVAR)
3.0248
3.3
1.1343
1.23
Calculo de la Emáx y Emín:
Emax Emin Qmax ? Xd
3.3+20.89/ Vt / 6.3 17.28kV
Vt
6.3
Qmin ? Xd
1.23+20.89/ Vt / 6.3 2.20kV
Vt
6.3
Calculando de P y Q para todos los valores de δ, tenemos:
(2.4)
(2.5)
14
Tabla 2.3Cálculo de los parámetros para la modelación de la curva del generador
Q
-3,7810
-3,5310
-3,2810
-3,0310
-2,7810
-2,5310
-2,2810
-2,0310
PmaxT(MW) PminT(MW)
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
3,0248
1,1343
P(MW)
0,0000
1,3520
1,8791
2,2603
2,5616
2,8089
3,0155
3,1892
Delta(º)
0,0000
3,0000
6,0000
9,0000
12,0000
15,0000
18,0000
21,0000
Delta(rad)
0,0000
0,0524
0,1047
0,1571
0,2094
0,2618
0,3142
0,3665
Pmax
0,0000
0,2717
0,5427
0,8122
1,0794
1,3437
1,6044
1,8606
Qmax
3,3000
3,2929
3,2716
3,2361
3,1865
3,1231
3,0459
2,9552
Pmin
0,0000
0,0346
0,0692
0,1035
0,1376
0,1713
0,2045
0,2372
Qmin
-1,2300
-1,2309
-1,2336
-1,2381
-1,2445
-1,2526
-1,2624
-1,2740
-1,7810
-1,5310
3,0248
3,0248
1,1343
1,1343
3,3353
3,4572
24,0000
27,0000
0,4189
0,4712
2,1117
2,3570
2,8511
2,7341
0,2692
0,3005
-1,2872
-1,3021
-1,2810
-1,0310
-0,7810
-0,5310
-0,2810
-0,0310
0,0000
0,0310
0,2810
0,5310
0,7810
1,0310
1,2810
1,5310
1,7810
2,0310
2,2810
2,5310
2,7810
3,0310
3,2810
3,5310
3,7810
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
3,0248
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
1,1343
3,5574
3,6377
3,6995
3,7435
3,7705
3,7809
3,7810
3,7809
3,7705
3,7435
3,6995
3,6377
3,5574
3,4572
3,3353
3,1892
3,0155
2,8089
2,5616
2,2603
1,8791
1,3520
0,0000
30,0000
33,0000
36,0000
39,0000
42,0000
45,0000
48,0000
51,0000
54,0000
57,0000
60,0000
63,0000
66,0000
69,0000
72,0000
75,0000
78,0000
81,0000
84,0000
87,0000
90,0000
90,0000
90,0000
0,5236
0,5760
0,6283
0,6807
0,7330
0,7854
0,8378
0,8901
0,9425
0,9948
1,0472
1,0996
1,1519
1,2043
1,2566
1,3090
1,3614
1,4137
1,4661
1,5184
1,5708
1,5708
1,5708
2,5959
2,8277
3,0517
3,2673
3,4740
3,6712
3,8583
4,0348
4,2003
4,3542
4,4962
4,6259
4,7429
4,8470
4,9377
5,0149
5,0783
5,1279
5,1634
5,1847
5,1918
5,1918
5,1918
2,6044
2,4624
2,3085
2,1430
1,9665
1,7794
1,5822
1,3755
1,1599
0,9359
0,7041
0,4652
0,2199
-0,0312
-0,2874
-0,5481
-0,8124
-1,0796
-1,3491
-1,6201
-1,8918
-1,8918
-1,8918
0,3309
0,3604
0,3890
0,4165
0,4428
0,4680
0,4918
0,5143
0,5354
0,5550
0,5731
0,5897
0,6046
0,6178
0,6294
0,6393
0,6473
0,6537
0,6582
0,6609
0,6618
0,6618
0,6618
-1,3187
-1,3368
-1,3564
-1,3775
-1,4000
-1,4238
-1,4490
-1,4753
-1,5028
-1,5314
-1,5609
-1,5914
-1,6226
-1,6546
-1,6873
-1,7205
-1,7542
-1,7883
-1,8226
-1,8572
-1,8918
-1,8918
-1,8918
Pm
3,7810
3,5310
3,2810
3,0310
2,7810
2,5310
2,2810
2,0310
Eo
12,5913
11,7588
10,9263
10,0937
9,2612
8,4286
7,5961
6,7636
P1=Pm-Pn*10%
3,4785
3,2285
2,9785
2,7285
2,4785
2,2285
1,9785
1,7285
Delta1
1,1681
1,1539
1,1380
1,1202
1,1001
1,0769
1,0499
1,0180
Q1
-0,4100
-0,4619
-0,5158
-0,5719
-0,6305
-0,6919
-0,7567
-0,8254
1,7810
1,5310
5,9310
5,0985
1,4785
1,2285
0,9794
0,9314
-0,8989
-0,9782
1,2810
1,0310
0,7810
0,5310
0,2810
4,2659
3,4334
2,6009
1,7683
0,9358
0,9785
0,7285
0,4785
0,2285
-0,0215
0,8693
0,7847
0,6595
0,4449
-0,0765
-1,0651
-1,1623
-1,2746
-1,4125
-1,6116
15
CURVA DE CARGABILIDAD GENERADOR SINCRÓNICO 3.781kVA
6
P
PmaxT
5
PminT
4
P
3
Pmax
2
Pmin
1
P1
Q
0
-6
-4
-2
0
2
4
6
Figura 2.8Curva de Cargabilidad generador sincrónico
2.5.1.4 CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
2.5.1.4.1 VOLTAJE
El devanado de alto voltaje del transformador de potencia está conectado a un sistema
de transmisión que tiene valores nominales, sin embargo, es igualmente importante
saber la gama de tensión de funcionamiento requerida durante la vida de la planta.
Se puede considerar un voltaje de operación a partir de (95%) a (105%) del voltaje
nominal.
2.5.1.4.2 POTENCIA REACTIVA
Para mantener los perfiles de voltaje deseados en el sistema de transmisión, el
generador debe ser capaz de proporcionar un nivel deseado de potencia reactiva a los
terminales del transformador de potencia en el lado de alto voltaje. Estudios de
planificación de transmisión, por lo general proporcionan esta información.
2.5.1.5 EVALUACIÓN DE PARÁMETROS
Después de haber determinado la barra del generador y las características eléctricas
del sistema de transmisión, los parámetros del transformador de potencia pueden ser
evaluados con el fin de optimizar el rendimiento total del sistema. Los parámetros a
evaluar son:
16
•
Taps
•
Impedancia
•
Relación de transformación
•
Capacidad MVA (Megavoltampere)
•
Rango de Corrientes de bobinados
•
sobreexcitación
2.5.1.5.1 TAP SUPERIOR
El transformador debe ser capaz de funcionar al voltaje máximo del sistema de
transmisión según ANSI C84.1-1982 y ANSI C92.2-1987. El ingeniero de aplicación
debe estar familiarizado con estos niveles de tensión.
De la norma ANSI / IEEE C57.12.00-1987 determina que el transformador entregue un
5% por encima del voltaje secundario nominal, el tapmas alto del transformador no
debe de ser del 5% por debajo de la tensión máxima del sistema.
2.5.1.5.2 IMPEDANCIA
La impedancia del transformador de potencia debe cumplir con los requisitos de
estabilidad transitoria y dinámica, y en estado estacionario; limitar los cortocircuitos
dentro de los valores de diseño y proporcionar regulación de voltaje aceptable. Si se
utiliza un interruptor de generador, la regulación del transformador auxiliar con el
generador también debe ser considerado.
A partir de los estudios de estabilidad y de cortocircuito se puede establecer un rango
aceptable de impedancias.
La gama de impedancias estándar dada por la norma se debe considerar al hacer esta
selección. Los valores fuera del rango normal pueden dar lugar a aumentos de costos.
2.5.1.5.3 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
La relación de transformación es probablemente la razón más difícil para seleccionar
intuitivamente. Las consecuencias de la incorrecta selección son las restricciones a la
operación de absorción y generación de VAR fuera de su rango de voltaje de 5%.
El rango de bajo voltaje está entre 95% a 100% del voltaje nominal del generador
mientras el rango de alto voltaje está entre 100% a 105% del voltaje nominal del
sistema. Esta selección se puede hacer uso de un programa de flujo de carga.
2.5.1.5.4 CAPACIDAD EN MVA
La capacidad en MVA debe permitir la utilización del generador en su condición de
máximo funcionamiento, menos el mínimo consumo del sistema auxiliar. Debe tenerse
en cuenta que cuando el generador está operando a un factor de potencia
17
(subexcitado), los MVAR del transformador auxiliar, las pérdidas de reactivos dentro
del transformador de potencia, y los MVARs consumidos por el generador están todos
siendo suministrado por el sistema.
La capacidad de MW se puede estimar inicialmente como el MW de potencia nominal
del generador, menos la carga mínima de los auxiliares MW. La capacidad MVAR
puede estimarse inicialmente con la capacidad del generador en MVAR máximo
sobreexcitado, menos la mínima carga MVAR de los auxiliares, las pérdidas estimadas
MVAR del transformador o la capacidad del generador MVAR máximo subexcitado,
además la carga máxima de los auxiliares en MVAR, adicionalmente se estima las
perdidas del transformador en MVAR.
A continuación se presenta la forma más práctica de determinar los MVA del
transformador de potencia1:
IJK LIMN / IJON P LIMN / IJON , 0.925$K +IJK -
(2.6)
Donde:
MVAT: Transformador
MWV: Generador
MVARV: Generador
0.925XT: Máxima tolerancia de impedancia negativa
La capacidad MVA, cuando se subexcita el generador, debe tener un margen para el
crecimiento en los requisitos de reactivos de la carga de los auxiliares.
2.5.1.5.5 TAP INFERIOR
Si bien el tap superior permite cumplir al transformador con su función en todos los
voltajes esperados del sistema, no es necesario taps adicionales. Sin embargo estos
adicionales son considerados para futuras modificaciones.
Taps con incrementos de 2 1/2% se especifican normalmente. Los incrementos en el
rango de 1 1/4% y 2 1/2% son típicos.
2.5.1.5.6 CORRIENTE DE DEVANADOS
Las especificaciones de intensidad de los bobinados del transformador seleccionado
deben calcularse sobre la base del valor de voltaje nominal de salida en un tap.
Si los valores de corriente requeridos exceden los de un transformador estándar para
18
la capacidad en MVA seleccionado, las especificaciones del transformador deben
indicar las necesidades reales.
2.5.1.5.7 SOBREEXCITACIÓN
No es probable que un tap de alto voltaje permita la utilización completa del generador
en todo el rango esperado de voltajes durante la vida del transformador, es probable
encontrar más de untap.
Un menor tap nominal permite que el generador absorba VARs para un sistema
ligeramente cargado, mientras que una corriente nominal superior permite que el
generador produzcaVARs para un sistema con mucha carga.
El uso de un tap en particular puede cambiar a medida que el sistema crece o cambia
de manera significativa.
La sobreexcitación puede ocurrir cuando el transformador está funcionando sobre uno
de los taps más bajos y la tensión del sistema aumenta más allá de 105% del valor
nominal de ese tap.
2.5.2.- UNIDAD DE TRANSFORMACIÓN PRINCIPAL
2.5.2.1 CAPACIDAD NOMINAL
Son los valores numéricos que definen la operación del transformador en las
condiciones especificadas en normas y en los que se basan las garantías del
fabricante y pruebas del equipo.
2.5.2.2 POTENCIA NOMINAL
Potencia en kVA que el transformador suministra en forma continua a voltaje y
frecuencia nominales, sin exceder los límites de temperatura correspondiente.
La capacidad nominal de los transformadores de potencia es el kilovoltampere (kVA)
continuo que el devanado secundario del mismo debe suministrar a su voltaje y
frecuencia nominal. La selección de los kVA de un transformador debe estar basada
en un buen estudio de ingeniería y considerar los efectos de ciclo de carga y
temperatura ambiente.
Se determina el rango de kVA continuos para transformadores de distribución y
potencia monofásicas y trifásicas, basándose en el aumento de la corriente en un
devanado a resistencia de 65 ° C.
Tabla 2.4Capacidad Nominal en kVA3
TRANSFORMADORES TRIFASICOS
15
30
45
75
112.5
150
225
300
500
750
1000
1500
2000
2500
3750
5000
7500
10000
12000
15000
20000
25000
30000
37500
50000
60000
75000
100000
Para transformadores de más de 10 000 kVA, el aumento para la primera etapa de
enfriamiento ONAF es de 33%, y el aumento preferente para la segunda etapa de
enfriamiento (ONAF o ONAF OFAF) es del 66% del valor nominal ONAN.
2.5.2.3 CORRIENTE NOMINAL
Corriente que fluye por los devanados del transformador cuando funciona a su
capacidad, voltaje, frecuencia y factor de potencia nominales.
2.5.2.4 CORRIENTE DE EXCITACIÓN
Corriente que fluye por los devanados del transformador cuando se conecta sin carga
a voltaje y frecuencia nominales.
2.5.2.5 NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO
Es la combinación de valores de voltaje (a frecuencia nominal y a impulso) que
caracteriza el aislamiento de cada uno de los devanados y sus partes asociadas, con
respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos.
El nivel de aislamiento agrupa tres valores de voltaje:
•
Voltaje nominal del sistema, define el voltaje que el equipo puede soportar
continuamente.
•
Voltaje de prueba de aislamiento a baja frecuencia, que es el valor de voltaje
en la prueba de potencial aplicado.
•
Voltaje de prueba de impulso a onda completa.
19
20
Tabla 2.5Voltajes Máximos y Niveles básicos de aislamiento al impulso para sistemas de hasta
765kV3
Voltaje
Nominal del
Sistema
(kVrms)
Voltaje máximo del
sistema
(ANSI C84-1-1995)
(kVrms)
1.2
2.5
5.0
8.7
15.0
25.0
34.5
46.0
69.0
115.0
138.0
161.0
230.0
345.0
500.0
765.0
—
—
—
—
—
—
—
48.3
72.5
121.0
145.0
169.0
242.0
362.0
550.0
800.0
(BIL)
Común (kV crest)
Aplicación
Poder
45
60
75
95
110
150
200
250
350
550
650
750
900
1175
1675
2050
30
45
60
75
95
—
—
200
250
450
550
650
825
1050
1550
1925
—
—
—
—
—
—
—
—
—
350
450
550
750
900
1425
1800
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
650
—
1300
—
Los valores que figurancomovoltajenominal del sistemaenalgunoscasos(en particular el voltaje
de 34.5 Kvypor debajo) son aplicables a otras tensiones demenoroaproximadamenteelmismo
valor. Porejemplo, 15kVabarca voltajes nominalesdel sistemade14440V, 13800V, 13200V,
13V090, 12600V, 12V470, 12000V, 11950V, etc.
2.5.2.6 ENFRIAMIENTO
El aumento de temperatura en un transformador se debe a las pérdidas del hierro y a
las correspondientes en el cobre de los arrollamientos. También se debe, en parte, a
pequeñas pérdidas dieléctricas. Por lo que es justificado el uso de algún medio de
enfriamiento.
Tabla 2.6Medios de Enfriamiento para transformadores3
MEDIO DE ENFRIAMIENTO
SIMBOLOGÍA
Liquido aislante (aceite mineral)
O
Gas
G
Agua
W
Aire
A
TIPO DE CIRCULACIÓN
SIMBOLOGÍA
Natural
N
Forzada
F
21
2.5.2.7 SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
Los transformadores de clasifican por su sistema de disipación de calor en:
a) Transformadores con aislamiento tipo seco:
Tabla 2.7 Sistema de Enfriamiento para Transformadores 3
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
Auto enfriados
Auto enfriado y enfriado por aire forzado
SIMBOLOGIA
AA
AA/AFA
(Especificaciones técnicas del equipo eléctrico primario, Comisión Electrotécnica Internacional
CEI ANSI/IEEE esencialmente ANSI C.57.12.00 Requerimientos generales para regulación de
transformadores de distribución y potencia.)
b) Transformadores sumergidos en líquido aislante:
Tabla 2.8 Designación de clase de enfriamiento 3
TIPO DE ENFRIAMIENTO
Auto enfriado
Auto enfriado y enfriado por aire forzado
Auto enfriado y con dos pasos de enfriamiento por
aireforzado
Auto enfriado y enfriado por aceite y aire forzado
Auto enfriado y con dos pasos de enfriamiento por
aire y aceiteforzado
Enfriado por agua y aceite forzado
SIMBOLOGIA
DENOMINACIONES
ANTERIORES
OA
OA/FA
OA/FA/FA
DENOMINACIONES
PRESENTES
ONAN
ONAN/ONAF
ONAN/ONAF/ONAF
OA/FOA
OA/FOA/FOA
ONAN/OFAF
ONAN/OFAF/OFAF
FOW
OFWF
2.5.2.8 CAPACIDAD DE LAS DERIVACIONES
Los cambiadores de taps se usan para:
•
Mantener voltajes secundarios constantes con voltaje primario variable.
•
Controla el voltaje secundario con un voltaje primario fijo.
•
Controla el flujo de kVAR entre dos sistemas de generación.
•
Controla la división de potencia entre las ramas de un circuito en anillo,
defasando la posición del ángulo de fase del voltaje de salida del
transformador.
Por lo que es indispensable obtener los kVAs nominales en todas las derivaciones
utilizadas.
2.5.2.9 VOLTAJE DE LAS DERIVACIONES
La diferencia de los voltajes extremos con respecto al nominal no debe exceder del
10% a menos que se especifique de otra manera.
22
Las derivaciones deben ser del 2.5% cada una del voltaje nominal de dos arriba y de
dos abajo, a menos que se especifique de otra manera.
2.5.2.10 IMPEDANCIA Y SU TOLERANCIA
La tolerancia de la impedancia de un transformador de dos devanados es:
Tabla 2.9 Impedancias Normales 4
KILOVOLTIOS EN EL
ARROLLAMIENTO DE
ALTO VOLTAJE
15
PORCENTAJE
DE IMPEDANCIA
25
5,5 a 8
34,5
6a8
46
6,5 a 9
69
7 a 10
92
7,5 a 10,5
115
8 a 12
138
8,5 a 13
161
9 a 14
196
10 a 15
230
11 a 16
4,5 a 7
2.5.2.11 RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y SU TOLERANCIA
Es el resultado de la relación de vueltas de los devanados primario y secundario.
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador esta
sin carga, debe de ser de ±5% en todas sus derivaciones.
Relación de Transformación:
#Y ZY
# Z
(2.7)
2.5.2.12 REGULACIÓN Y SU TOLERANCIA
Se expresa como un porcentaje del voltaje nominal del secundario.
La regulación se calcula a partir de las tensiones de impedancia y de los vatios por
pérdidas debidas a la carga, la regulación no excederá a la especificada, en más 7.5%
para transformadores de dos devanados.
23
2.5.2.13 RENDIMIENTO
Se requiere que el transformador tenga rendimiento elevado, debiendo ocurrir su
máximo tan cerca como sea posible del nivel de plena carga.
La capacidad requerida en cada caso es continua, a plena carga con excitación entre
90% y 110 % del voltaje nominal sin sobrecalentamiento.
2.5.2.14 EFICIENCIA
La eficiencia máxima se conseguirá al 100% de carga para su capacidad ONAN y 0.80
de factor de potencia en retraso según la norma IEEE Standard General
RequirementsforLiquid-ImmersedDistribution,
Power,
and
RegulatingTransformers
(IEEE Std C57.12.00-2000).
2.5.2.15 POLARIDAD
Es conveniente conocer la dirección relativa de los arrollamientos alrededor del núcleo.
Este dato es de gran importancia cuando hay que acoplar dos transformadores o
cuando haya que tomar en ellos medidas mediante ciertos instrumentos, tales como
vatímetros y fasímetros. La polaridad constituye la designación de dichas direcciones
relativas entre terminales.
Se puede designar de la siguiente manera:
•
Utilizando marcas al efecto en los terminales primario y secundario, indicando
así que son de igual polaridad.
•
Empleando los términos polaridad aditiva y polaridad substractiva.
Un terminal primario y otro secundario son de igual polaridad cuando, en cada
instante, la corriente de carga entra por el terminal primario y sale por el secundario
siguiendo la misma dirección, tal como si ambos terminales formasen un circuito
continuo. En otras palabras, un terminal primario y otro secundario son de igual
polaridad cuando las espiras conectadas a los mismos, en su paso de uno a otro
terminal, conservan la misma dirección o sentido de giro, alrededor del núcleo.
Si un transformador tiene sus bornes adyacentes de igual polaridad, como en el caso
de la figura (a), la polaridad será substractiva; si son los bornes de polaridad contraria
los adyacentes, como en la figura (b), la polaridad es aditiva.
24
(a): polaridad Sustractiva
(b): polaridad Aditiva
Figura 2.9 Polaridad3
TIPO DE CONEXIÓN
Hay diversidad de conexiones trifásicas, todas ellas para un determinado fin, siendo
las más comunes las conexiones trifásicas triángulo-estrella y estrella triángulo. La
conexión utilizada para transformadores elevadores de potencia se explica a
continuación:
CONEXIÓN TRIÁNGULO-ESTRELLA
Esta conexión se emplea usualmente para elevar el voltaje, como por ejemplo al
principio de un sistema de transmisión. En el lado de alto voltaje, el aislamiento trabaja
a solamente el 58% del voltaje de línea a línea, el punto neutro es estable y no flota
cuando la carga es desbalanceada. Esta conexión es también muy usada cuando los
transformadores deben suministrar carga trifásica y carga monofásica, es estos casos,
la conexión proporciona un cuarto hilo conectado al neutro.
Preferentemente, las conexiones en transformadores trifásicos de dos devanados son
delta en el primario y estrella en el secundario; el secundario es estrella, con neutro a
través de una boquilla, proporciona un punto conveniente para establecer una tierra en
25
el sistema; el primario conectado en delta aísla los dos sistemas en cuanto al flujo de
corriente de secuencia cero, que resultan de fallas a tierra en el secundario.
2.5.2.16 DESPLAZAMIENTO ANGULAR
El desplazamiento angular entre los vectores de alto y bajo voltaje en transformadores
con conexión delta-estrella debe de ser de 30° con el bajo voltaje atrasado respecto al
alto voltaje como se muestra en la figura 2.2 para transformadores elevadores de
potencia, según IEEE Std C57.12.70-2000 IEEE (Standard Terminal Markings and
ConnectionsforDistribution and PowerTransformers).
2.5.2.17 DESIGNACIÓN DE TERMINALES
Los terminales de los devanados de un transformador se designan de la siguiente
manera:
•
En los transformadores de dos devanados, el lado de alto voltaje se designa
con la letra H, y el de bajo voltaje con la letra X.
•
Las terminales del transformador se identifican con una letra mayúscula y un
subíndice numérico, por ejemplo: H1, H2, H3, X1, X2, X3. Etc.
•
Los terminales del neutro en transformadores trifásicos se deben marcar con la
letra propia del devanado y con el subíndice cero: H0, X0.
•
Un terminal de neutro que sea común a dos o más devanados, de
transformadores monofásicos o trifásicos deben marcarse con la combinación
de las letras de los devanados con el subíndice cero.
•
Si un transformador tiene un devanado con dos terminales y una de ellas está
directamente a tierra esta debe designarse con la letra correspondiente y el
subíndice 2.
Los terminales deben ser adecuados para facilitar las conexiones a los pararrayos de
alta tensión y media tensión que estarán instalados en la cuba del transformador,
barras aéreas, transformador de corriente del neutro y al sistema de puesta tierra.
Capacidad de soportar plenamente corrientes de cortocircuito, considerando la
capacidad de todo el sistema de potencia y las consideraciones de los otros
devanados, limitadas por las impedancias del transformador, de acuerdo con las
normas especificadas.
26
Los devanados deberán ser reforzados para soportar fuerzas electromecánicas
producidas por efecto de cortocircuitos aplicados directamente en los terminales.
2.5.2.18 RUIDO
Todos los transformadores producen durante su funcionamiento ruidos comprendidos
entre las gamas inaudibles en transformadores pequeños, hasta las más intensas
audible en transformadores de gran capacidad.
El ruido es debido al efecto de la contracción magnética en las chapas del núcleo y
culatas, las que sufren pequeñas pero continuas y rápidas variaciones de longitud. La
magnitud de tal variación, con inducción normal, es del 0.00008% de la longitud.
La contracción magnética y el ruido resultante aumentan con la inducción en el hierro,
para la misma inducción en el hierro e igual contracción magnética, el ruido aumenta
con el peso del hierro, siendo el valor de tal aumento de unos tres decibelios por cada
vez que se duplica el peso del núcleo.
La contracción magnética en el acero es extremadamente variable, no sólo en
calidades distintas de material, sino también en las chapas de material de idénticas
características y espesor. En los aceros con contenido de silicio, la contracción
magnética es menor en sentido del laminado. Si algunas partes del transformador, por
ser proporcionadas, vibran en resonancia, el nivel de ruido aumentará. El aceite y el
tanque del transformador tienen a amortiguar algo el ruido.
El ruido de un transformador se determina haciéndolo trabajar a la tensión nominal y
midiendo el ruido producido, mediante aparatos especiales, desde distintas partes
distanciadas no más de un metro alrededor del tanque y a unos 30 cm de la mayor
superficie emisora de sonido. El nivel del ruido del transformador será el promedio de
los valores así determinados.
Pueden obtenerse transformadores con menor ruido reduciendo la inducción en el
hierro, con, lo que también se reduce la contracción magnética y, por tanto, el ruido
resultante.
El transformador deberá funcionar sin producir ruido excesivo. El diseño y la
fabricación deben ser muy cuidadosos a fin de reducir al
mínimo posible las
vibraciones. El nivel de ruido audible del transformador no excederá el permitido por la
norma NEMA TR-1, figura 2.7 tabla 2.8:
AUDIO SONIDO, EN
DECIBELIOS
27
50
100
1000
10000
kVA
Figura 2.10 Niveles de ruido en transformadores normales.
Tabla 2.10 Niveles de ruido admisibles para transformadores
Capacidad en KVA
800
2000
6000
10000
20000
AUDIOSONIDO
(decibelios)
60
65
70
73
76
2.5.2.19 CONDICIONES
NDICIONES ESPECIALES DE SERVICIO
Las condiciones de servicio fuera de las indicadas deben ser específicas. Entre estas
podemos citar:
•
Vapores o atmosferas corrosivas, exceso de polvo, polvo abrasivo, mezclas
explosivas o inflamables de polvo o gases; vapor de agua, ambiente salino,
humedad excesiva, etc.
•
Vibraciones anormales, golpes o cambios de posición.
•
Temperaturas ambiente excesivamente
ex
altas o bajas.
•
Limitaciones de espacio.
•
Otras condiciones de operación, dificultades de reparación, necesidades de
aislamiento, etc.
2.5.2.20 CONDICIONES TÉRMICAS
En todo transformador, el calor se disipa por una combinación de conducción,
radiación, y convección.
La disipación por conducción es directamente proporcional a la diferencia de
temperatura en el conductor e inversa a la resistividad térmica del medio.
28
La trasferencia por radiación tiene lugar desde la superficie exterior en forma de ondas
de tanto menor longitud y mayor
frecuencia y energía, cuanto mayor es la
temperatura. En los transformadores la transferencia de calor por radiación tiene lugar
desde la superficie exterior del tanque y se expresa según Stefan-Boltzmann, en vatios
por centímetro cuadrado.
Finalmente, el calor total disipado por radiación y convección es la suma de las
pérdidas totales en el transformador. En el siguiente cuadro se especifica dichas
pérdidas para una superficie vertical, en ambiente de 25°C y condiciones medias de
emisividad:
Tabla 2.11 Pérdidas Totales en un Transformador, para una superficie vertical a 25°C
Elevación de
Temperatura °C
10
20
30
40
50
60
70
Pérdidas por
Radiación
0.035
0.081
0.130
0.181
0.240
0.298
0.360
Pérdidas por
Convección
0.025
0.059
0.099
0.140
0.185
0.235
0.284
Totales W/cm
2
0.060
0.140
0.229
0.321
0.425
0.533
0.644
Se debe tomar en cuenta que parámetros se ven afectados por la temperatura y
realizar un análisis, entre estos tenemos:
2.5.2.21 VARIACIÓN DE LA POTENCIA CON LA TEMPERATURA DEL AIRE.
La potencia de un transformador es limitada por la temperatura máxima del devanado
en condiciones de carga fija o transitoria, por lo que es necesario e imprescindible
mantener constante la temperatura en el devanado en condiciones de carga fija.
2.5.2.22 AUMENTO DE LA TEMPERATURA CON RELACIÓN A LA CARGA.
La carga que puede conectarse con seguridad a un transformador queda limitada por
la temperatura admitida en los arrollamientos.
El aumento de la temperatura en el cobre sobre la del medio refrigerante, debe ser de
55°C como máximo y la temperatura efectiva en el co bre de 65°C en transformadores
con aceite protegidos contra la humedad o de los 50°C en aquellos en que el aceite
caliente se halle expuesto al aire, según la norma IEEE Std. C57.91 (IEEE Guide
forLoading Mineral-Oil-ImmersedTransformers).
29
2.5.2.23 EFECTOS CLIMÁTICOS (LA VARIACIÓN DE LA DENSIDAD DEL AIRE
CON LA ALTITUD)
Los vatios por superficie que han de disiparse por convección al aire varían
aproximadamente con la raíz cuadrada de la densidad relativa de éste, el efecto de la
disipación del calor en transformadores refrigerados por aire, tanto si son del tipo seco
o en aceite, será tanto menor cuando mayor sea la altura. Por tanto en un
transformador emplazado a gran altura, el aumento de la temperatura será mayor
debido a la menor densidad del aire. Cuando mayor sea el número de radiadores,
tanto mayor será el efecto de la altitud, siendo éste menor en transformadores con
tanque de paredes lisas.
Son sensibles principalmente en los pequeños transformadores Autoenfriados por
convección del aire.
2.5.2.24 CALENTAMIENTO TRANSITORIO
Debido a la capacidad térmica de absorción que poseen los materiales de que se
compone un transformador; cobre, aislamiento de las bobinas, hierro del núcleo,
culatas, tanque y otras partes, así como el mismo aceite, la temperatura en éste varia
lentamente al variar la carga, precisando varias horas para alcanzar la final que le
corresponde. El calentamiento transitorio es motivado por las temperaturas existentes
para una determinada carga después de un tiempo dado, antes de que hayan sido
alcanzadas las temperaturas finales.
La temperatura del aceite y el máximo aumento admisible en el cobre sobre la
temperatura del aceite, pueden calcularse por separado y luego sumar ambos valores
para obtener la temperatura máxima en el cobre. Este procedimiento es similar al que
se emplea para determinar aumento final con carga continua. El cálculo de los
calentamientos transitorios sirve para determinar si un transformador puede soportar
durante algún tiempo sobrecargas determinadas sin que las temperaturas de trabajo
excedan de los límites admisibles.
Tabla 2.12 Temperaturas Transitorias Admisibles3
Tiempo
1 segundo
2 segundos
5 segundos
6 segundos
10 segundos
11 segundos
Temperatura
final tolerada,
1)
en °C
250
250
250
190
190
155
Aumento final de
temperatura
sobre 30°
1)
ambientes en °C
220
220
220
160
160
125
Amperios por
2
mm en el
cobre
140
103
62
51
39
31
2
mm por
amperio en el
cobre
0.0072
0.0097
0.0161
0.0195
0.0256
0.0322
30
1 minuto
2 minutos
10 minutos
1 hora
12 hora
Continuamente
155
155
130
110
100
85
125
125
100
80
70
55
13
9.3
7
5.4
3.1
2.5
0.0767
0.107
0.143
0.185
0.323
0.400
2.5.2.25 EFECTO DEL COLOR DEL TANQUE
Algunos colores, especialmente los debidos a pinturas metálicas, tienen la propiedad
de reducir la radiación de calor de la superficie exterior del tanque, con lo cual se
aumenta la temperatura en el núcleo y en los devanados de los transformadores, en
los que la disipación del calor se hace principalmente por conducción y radiación. Sin
embargo, los colores que reducen la radiación disminuyen también la absorción del
calor solar estableciendo una cierta compensación, si bien, el problema es bastante
complejo:
Porque no todos los colores reducen la radiación en la misma proporción que la
absorción, por ejemplo, a baja temperatura la emisividad de la pintura gris es de 0.95,
en tanto que el coeficiente de absorción de radiación solar es de solo 0.75.
También la razón de las pérdidas de calor por radiación y convección varía con la
forma de la superficie del tanque.
Solo una parte de la superficie del tanque es expuesta a la radiación solar y solo
durante parte del día, siendo además la radiación solar variable de una hora a otra.
Las pinturas que producen reflexión de luz y calor, como las de aluminio, disminuyen
la radiación y, en consecuencia, la conducción y la convección.
La elevación de temperatura de un transformador sobre el aire ambiente es, desde
luego, mayor cuando está expuesta al sol que cuando está a la sombra, dependiendo
de la variación del tiempo de exposición, de la intensidad de la radiación solar, de la
porción de superficie expuesta y de la participación que tiene la radiación de la
superficie en la disipación total. Se comprende que no es posible tener cifras exactas
para dicha acción, limitándose los experimentos a dar como límites de variación 5° y
10°C, para el aumento ocasionado por los colores de sfavorables, negros y gris oscuro.
Las variaciones consideradas anteriormente tienen lugar con pinturas metálicas. Si la
pintura no es metálica, el calor superficial es prácticamente independiente de la
temperatura interna. La pintura de aluminio hace que el transformador expuesto al sol
31
trabaje con aceite a una temperatura aproximadamente 30% más alta que con pintura
no metálica. Este efecto se reduce hasta un 7%, cuando la superficie exterior se hace
más y más ondulada.
2.5.2.26 TEMPERATURA AMBIENTE MÁXIMA
Los transformadores sujetos a la norma C57.12.00-2000, deben ser apropiados para
operar a su capacidad nominal, siempre que la temperatura promedio durante
cualquier periodo de 24 horas no exceda los 30°C.
Se recomienda que la temperatura promedio del aire refrigerante se calcule
promediando las lecturas obtenidas durante 24 horas, efectuando estas lecturas cada
hora.
Cuando el ambiente sea el medio refrigerante se puede usar el promedio de la
temperatura máxima y mínima durante el día; por lo general, el valor obtenido de esta
forma es ligeramente mayor que el valor promedio real diario, pero en no más de
0.25°C.
Transformadores de tipo costa, donde la temperatura máxima del ambiente no debe
exceder a los 50°C y el promedio del ambiente no de be exceder de 40°C durante
cualquier periodo de 24 horas.
2.5.2.27 ALTITUD DE OPERACIÓN
Los transformadores cubiertos por esta norma deben estar diseñados para una altitud
hasta de 1000 m.s.n.m. En caso que la altura de operación sea mayor, se deberán
aplicar los factores de corrección indicadas en la tabla, de tal manera que los
transformadores mantengan a la altitud indicada, sus capacidades nominales y niveles
de aislamiento.
Tabla 2.13Factores de corrección en los kVA nominales para alturas de operación
TIPO DE ENFRIAMIENTO
mayores a 1000 m.s.n.m.[
Auto enfriado en aceite(OA)
Enfriado en aceite con enfriamiento por agua
Enfriado en aceite con circulación forzada de aire (OA/FA)
Enfriado en aceite con circulación forzada de aceite (FOA)
FACTOR
DE
CORRECCION (%)
0.4
0.0
0.5
0.5
2.5.2.28 EFECTOS DE ALTITUD EN LA ELEVACIÓN DE LA TEMPERATURA
El aumento de la altitud produce disminución en la densidad del aire, lo cual a su vez
incrementa la elevación de la temperatura en los transformadores que dependen del
32
aire para la disipación del calor. Por lo tanto debe tomarse en cuenta lo anterior para la
operación del transformador.
2.5.2.29 EFECTO DE LA ALTITUD EN LA RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL AIRE
El aumento de la altitud produce disminución en la densidad del aire, la cual a su vez
disminuye el valor del voltaje de flameo.
La rigidez dieléctrica de algunas partes de un transformador, que depende total o
parcialmente del aire para su aislamiento, disminuye conforme la altitud aumenta.
Para obtener la rigidez dieléctrica a una altitud especificada para una clase de
aislamiento, dada la rigidez dieléctrica a 1000 metros de altitud, debe multiplicarse por
un factor de corrección apropiado.
Tabla 2.14 Factores de corrección de la rigidez dieléctrica para altitudes superiores a 1000
m (3300 pies).
Altitud (m)
Altitud (ft)
Factor de Corrección de
la Rigidez Dieléctrica
1000
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
3600
4200
4500
3300
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
12000
14000
15000
1.00
0.98
0.95
0.92
0.89
0.86
0.83
0.80
0.75
0.70
0.67
2.5.2.30 OPERACIÓN A CARGA NOMINAL (kVA)
Los transformadores construidos para altitudes de 1000 metros pueden ser operados a
capacidad nominal kVA a altitudes superiores a 1000m. , siempre que la temperatura
ambiente promedio máxima, no exceda de los valores indicados en la tabla 2.13
Tabla 2.15Temperatura Máxima promedio admisible según el tipo de enfriamiento para
operación a KVA nominales [
MÉTODOS DE ENFRIAMIENTO
1000 m
(3300 ft)
2000 m
(6600 ft)
3000 m
(9000 ft)
4000 m
(13200 ft)
Liquid-immersedself-cooled (Sumergidos en liquido
Autoenfriados)
Liquid-immersedforced-air-cooled (Sumergidos en
liquido, enfriamiento aire forzado)
Liquid-immersedforced-oil-cooled
withoil-to-air cooler (Sumergido en liquido, enfriamiento
de circulación de aceite)
30
28
25
23
30
26
23
20
30
26
23
20
°C
33
Se recomienda que la temperatura media del aire de enfriamiento se calcule por un
promedio de lecturas consecutivas en las 24h. Cuando el aire exterior es el medio de
enfriamiento, el promedio de las temperaturas diarias máximas y mínimas puede ser
utilizado. El valor obtenido de esta manera suele ser ligeramente superior por no más
de 0,3 °C de la verdad todos los días promedio.
2.5.2.31 OPERACIÓN A VOLTAJES SUPERIORES AL NOMINAL
Los transformadores deben ser capaces de operar:
•
Con 5% arriba del voltaje nominal del secundario a capacidad nominal en kVA,
sin exceder los límites de sobre elevación de temperatura. Este requisito se
aplica cuando el factor de potencia de la carga es del 80% o mayor.
•
Con un 10% arriba del voltaje nominal del secundario en vacío, sin exceder los
límites de sobreelevación de temperatura especificados en la tabla.
Tabla 2.16 Límites de elevación de temperatura para transformadores a capacidad
continua sobre la temperatura ambiente 3
PARTE
DESIGNACIÓN DE LA PARTE
CLASE DE APARATO
1
2
3
4
ELEVACIÓN DE
TEMPERATURA
DEL DEVANADO
POR RESIST. °C
ELEVACIÓN DE
TEMPERATURA
DEL PUNTO MÁS
CALIENTE EN °C
Sumergido en líquido aislante
elevación de 55°C
55
65
Sumergido en líquido aislante
elevación 65°C
65
80
Las partes metálicas en contacto con o adyacentes al aislamiento, no debe alcanzar
una temperatura que exceda aquella para el punto más caliente de los devanados
adyacentes a ese aislamiento.
Las partes metálicas no cubiertas por la parte 2, no deben alcanzar elevaciones
excesivas de temperatura.
Cuando los aparatos estén construidos con alguno de los sistemas de preservación
de líquido aislante (tanque sellado, tanque de expansión, sello de gas-líquido aislante
o sistema de gas inerte a presión), la elevación de temperatura del líquido aislante no
debe exceder de 55°C o 65°C, según se garantice, cu ando se mida cerca de la parte
superior del tanque principal.
34
2.6.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y SELECCIÓN DEL
TRANSFORMADOR DE POTENCIA DEL SISTEMA DE
GENERACIÓN A IMPLEMENTAR
2.6.1.- INTRODUCCIÓN
Estos transformadores toman el voltaje desde el nivel de voltaje del generador hasta el
nivel de voltaje de transmisión, la conexión considerada para este tipo de
transformadores es la conexión YnD, las razones por las cuales se utiliza esta
conexión son:
•
El devanado conectado en triángulo mantiene la impedancia de secuencia cero
del transformador razonablemente bajo.
•
Para grandes transformadores la corriente de línea que circula en el lado de
bajo voltaje es muy alta, con la conexión en delta en el secundario del
transformador, la corriente será igual a la corriente de línea dividido para √3,
por tanto las dimensiones del bobinado de bajo voltaje serán menores.
La conexión del neutro en el lado de medio voltaje deberá conectarse sólidamente a
tierra, por lo que el aislamiento en el devanado de alta tensión se gradúa, es decir, el
nivel de aislamiento en el neutro es menor en la fase final del devanado.
La plena utilización de la capacidad de los generadores para suministrar energía activa
al sistema, su capacidad para suministrar energía reactiva al sistema y absorber
potencia reactiva del sistema, requiere de cuatro características del transformador de
potencia que se deben considerar para tener una buena elección del sistema de
transformación:
•
La impedancia de cortocircuito del transformador
•
Voltaje en el secundario
•
La potencia del transformador MVA
•
Voltaje en el primario
En la Guía de IEEE C57.116-1989 para transformadores conectados directamente a
generadores, se describe el método de análisis para la selección de estas
características.
Con el fin de asegurarse de que el transformador no restringa el intercambio de
potencia reactiva entre el generador y el sistema de alimentación es necesario
proporcionar tomas en un devanado del transformador. Estas tomas se colocan
normalmente en el extremo neutro del devanado.
35
En las centrales hidroeléctricas subterráneas el interruptor de circuito en el lado de alto
voltaje a menudo se encuentra a una distancia de varios cientos de metros del
transformador. El circuito transformador-interruptor está conectado entre sí por medio
de cables de fuerza. Al energizar el transformador del lado de alto voltaje, oscilaciones
de alta frecuencia surgen en los terminales debido a las ondas viajeras que se reflejan
hacia atrás y adelante en el cable.
Cada devanado del transformador tiene un número de frecuencias de resonancia, que
se pueden identificar por medio de mediciones en la fábrica. En algunas de estas
frecuencias pueden surgir altos sobre voltajes internos si la frecuencia de las
oscilaciones que se producen durante la energización coincide con una de las
frecuencias de resonancia críticas del bobinado del transformador.
Esta situación potencialmente peligrosa puede ser evitada por la activación del
transformador del lado del generador y luego sincronizar el generador con el sistema
por medio del interruptor de circuito en el lado de alto voltaje.
Puede haber una conexión fija entre el transformador y el generador, o un interruptor
de circuito puede estar situado en el medio, esto ya es un criterio de diseño.
Cuando hay una conexión eléctrica fija entre el generador y el transformador ambas
son inseparables y actúan como un sistema en conjunto. En caso de fallo en
cualquiera de los lados del transformador, los relés disparan el breaker del circuito de
alto voltaje del transformador con el objeto de desconectar la unidad del sistema.
Éste súbito rechazo de carga puede causar un alto voltaje en los terminales del
generador y consecuentemente una sobre excitación del transformador, la magnitud y
duración de esta sobrexcitación estará en función de las características del generador
y excitación del sistema. El comprador debería informar al proveedor del transformador
acerca de la magnitud máxima y duración de este sobrevoltaje temporal, tan pronto
como sea posible, durante el proceso del proyecto o en cualquier caso durante el
diseño del transformador que es finalmente determinado.
La protección generador-transformador necesita de una consideración especial debido
a la frecuente y considerable diferencia de voltaje, por consiguiente el nivel de
aislamiento sobre los lados de alto-bajo voltaje y la magnitud de sobrevoltajes
transitorios van desde la sección de alto hacia el bajo voltaje.
Se recomienda la instalaciónde pararrayos en terminales de cada fase así como entre
cada terminal de bajo voltaje y tierra, adicionalmente deben instalarse también
36
capacitores entre terminales y tierra. La capacitancia típica que ha sido usada es 0,25
uf.
Los sobrevoltajes transferidos pueden ser críticos especialmente cuando el bobinado
de bajo voltaje es desconectado del generador.
Los conductores de cada fase deben ir en ductos separados con el objeto de
minimizar el riesgo de cortocircuitos entre fases. Para generadores de gran capacidad
los transformadores deben ser más robustos, ya que las corrientes de los conductores
son más altas a la vez produciendo campos magnéticos de gran intensidad, mismos
que pueden causar corrientes de circulación inesperadas en los tanques, carcazas,
bushings y en los ductos de la fase del transformador.
Las pérdidas causadas por este tipo de corrientes inesperadas generarán un
sobrecalentamiento si no se realiza el correctivo adecuado desde el diseño. El
sobrecalentamiento de los componentes de un transformador dependerá de la
metodología para la terminación de los ductos de la fase. Con el objeto de mitigar el
problema de calentamiento se sugiere coordinar reuniones de planificación entre el
proveedor de los ductos de fase, el fabricante del transformador y el principal
comprador, con esto se logrará énfasis en el diseño del ducto de fase.
2.6.2.- CONDICIONES DE OPERACIÓN
Los equipos se instalarán en un sistema sólidamente puesto a tierra, cuyos voltajes
nominales son de 13.8kV para el lado de alto voltaje y 6.3kV para el lado de bajo
voltaje. Los voltajes máximos de diseño serán de 6.61kV y 14.49kV respectivamente
según la norma IEEE C57.91, que determina que el voltaje máximo será igual al
voltaje nominal más un 5% de su valor.
Las condiciones ambientales de operación estarán de acuerdo con los siguientes
parámetros:
Tabla 2.17 Condiciones Ambientales de Operación
Parámetro
Condición de
Operación
Altura
Temperatura Máxima
Temperatura Media
Humedad Relativa Máxima
Humedad relativa Media
<1000msnm
60 grados centígrados
25 grados centígrados
95%
75%
Los equipos estarán de acuerdo con las más recientes revisiones de las normas IEC, ANSI,
VDE, IEEE y otras internacionalmente aceptadas.
37
2.6.3.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
El transformador de fuerza será trifásico, tipo subestación, sumergido en aceite y para
instalación a la intemperie. La capacidad nominal indicada serán para una altura entre
0 y 1000 msnm.
El transformador será construido de acuerdo con la última edición de las normas ANSI
C57.12 “Requerimientos generales para regulación de transformadores de distribución
y potencia”
El transformador tendrá las siguientes características eléctricas de operación:
Tabla 2.18 Especificaciones técnicas del transformador de fuerza
CARACTERISTICAS
Cantidad requerida
Sitio de instalación
ESPECIFICACIONES ELÉCTRICAS
Características del equipo:
Tipo de unidad requerida:
Numero de fases:
Numero de devanados:
Frecuencia:
Instalación:
Montaje:
Voltajes nominales de devanados:
•
Alto voltaje (primario)
•
Bajo voltaje (secundario)
Potencia nominal continua de salida:
•
Alta tensión
Conmutador manual de tomas sin tensión en el lado
de alta tensión (primario):
•
Rango de variación respecto al voltaje
nominal
•
Numero de tomas, incluyendo la normal
Voltaje máximo del sistema:
•
Primario
•
Secundario
Nivel básico de impulso (BIL):
•
Alta tensión (primario)
•
Baja tensión (secundario)
Método de conexión de devanados y desplazamiento
angular:
Corriente máxima de cortocircuito del sistema de los
terminales del transformador en alto voltaje:
Polaridad:
Secuencia de fases:
Designación de terminales
Impedancia de cortocircuito en:
Las bases del transformador AT-BT:
Mínima distancia de contorneo de las pasatapas:
•
Alto voltaje (primario)
•
Bajo voltaje (secundario)
Nivel de ruido admisible:
UNIDAD
c/u
Hz
DATOS ESPECÍFICOS
1
Intemperie
T
3
2
60
Tipo Subestación
Intemperie
kV
kV
13.8
6.3
MVA
9/12
%
±2x2.5
5
kV
kV
15
8.25
kV
kV
110
95
YnD1
kA
25
Sustractiva
1, 2, 3
H1, H2, H3, X1, X2, X3
%
7.5
milímetros
157
345
decibelios
73
38
Valor aproximado de eficiencia a plena carga,
unitypower, at 75°C:
Rendimiento:
A plena carga, sin sobrecalentamiento, con
excitación, el voltaje nominal estará en el rango
%
99.23
%
90 - 110
ESPECIFICACIONES TÉRMICAS
Características del equipo:
Tipo de enfriamiento:
Operación a Carga Nominal:
Temperatura promedio durante cualquier periodo de
24 horas
Altitud de Operación
Operación a voltajes superiores al nominal:
•
Arriba del voltaje nominal del secundario a
capacidad nominal
•
Arriba del voltaje nominal del secundario en
vacío sin exceder los límites de
sobreelevación
Límite de Elevación de Temperatura
Sumergido en líquidos aislantes elevación de 55°C:
•
Elevación de temperatura del devanado por
resistencia
•
Elevación de temperatura del punto más
caliente
Límite de Elevación de temperatura para el aceite
mineral:
•
Aceite fluido
•
Punto de inflamación
•
Obtención del peso especifico
•
Viscosidad
OA/OF
°C
40
m.s.n.m.
< 1000
%
5
%
10
°C
55
°C
65
°C
°C
°C
-20
No inferior a 132
0.91 a 15.6
No mayor a 63 seg. Saybolt a
37.8°C
2.6.4.- ACEITE
El aislamiento líquido está constituido generalmente por aceite mineral, en años
recientes se han introducido los dieléctricos líquidos como pyranol e Inerteen, no
inflamables en estado líquido ni gaseoso, prácticamente inalterables por variaciones
térmicas cuando están en contacto con el aire, y no son explosivos, si bien son de
mayor precio que el aceite, especialmente el primero, son volátiles y pueden presentar
reacciones químicas con otros materiales.
ACEITE MINERAL]:
El tipo de aceite utilizado es mineral clase I según la norma IEC 60296, de baja
viscosidad y claro. Es libre de humedad, acidez, alcalinidad y no permite la formación
de grumos a temperaturas normales de operación.
Es condición indispensable que esté exento de agua, ácidos orgánicos, álcalis, azufre
libre, alquitrán, asfalto, aceites vegetales o animales y de otras impurezas por el estilo.
39
PROPIEDADES:
Debe mantenerse fluidos a la temperatura de -40°C, sin peligro de congelación en
climas extremadamente fríos.
PUNTO DE INFLAMACIÓN:
No inferior a 132°C, cuanto mayor temperatura resis ta el aceite sin inflamarse, tanto
menor es el peligro de incendio durante una sobrecarga.
Peso específico: No superior a 0.91 a 15.6 °C (dete rminado con balanza Westphal).
Con un peso específico bajo, el agua que pudiera haber penetrado en el transformador
se deposita en el fondo del tanque.
VISCOSIDAD:
No mayor a 63 segundos Saybolt a 37.8°C conviene qu e la viscosidad sea baja a fin
de que el aceite pueda circular libremente por el tanque durante el funcionamiento.
ÍNDICE DE ACIDEZ:
No mayor de 0.03% la acidez y la alcalinidad son perjudiciales en un aceite, pues
atacan a los materiales del transformador.
GRADO DE EMULSIÓN CON EL VAPOR:
No mayor de 25 segundos. Es un valor que indica la resistencia del aceite a la
emulsión. Conviene que este valor sea bajo, ya que de esta manera el agua no se
mantendrá en suspensión por mucho tiempo, sino que será rápidamente separada del
aceite y depositada en el fondo del tanque.
RIGIDEZ DIELÉCTRICA:
Según ASTM D877 o IEC 296, 30000 V mínimo. Tal propiedad es muy necesaria para
un perfecto funcionamiento del transformador, constituyendo una indicación de que el
aceite se halla exento de impurezas.
La resistencia del aceite a espesarse por efecto de impurezas, formando compuestos
sólidos, es una de las características más importantes. Cuando un aceite se espesa, la
causa es, en la mayoría de los casos, la oxidación. Muchos metales, las impurezas, el
material de los aislamientos, etc., obran como catalizadores acelerando este proceso
que es tanto más rápido cuando mayor sea la temperatura del aceite.
Las características dieléctricas del aceite decrecen con el tiempo y con las variaciones
de calor, dando lugar a la formación de sedimento cuando está en contacto con el aire;
40
la cantidad alterada se dobla por cada 7 a 10°C de aumento de temperatura, pero
puede ser prácticamente anulada protegiendo el aceite de los transformadores de
potencia, sellando los tanques para evitar la entrada de aire o disponiendo una capa
de gas inerte protectora.
Ningún valor máximo especificado para elevaciones de temperatura será excedido con
cualquiera de los devanados operando a plena carga, con la toma fijada para el voltaje
más alto.
En las placas de identificación del transformador constan las principales características
del aceite aislante.
2.6.5.- TANQUE, TAPAS Y ACOPLAMIENTOS
Los conjuntos núcleo-bobinado van dentro de un tanque o cuba de chapa de acero
llena de aceite, el cual puede hacer sólo el papel de conductor térmico para transferir
el calor de los arrollamientos a la cuba, que lo disiparía en el aire a través de su
superficie exterior, o bien desempeñar la doble función de conductor de calor y de
aislante entre las bobinas.
En este caso deberían quedar conductos de circulación de aceite entre bobinas, cuya
menor dimensión no debe ser inferior a 6.35mm, entre las superficies exteriores del
conjunto transformador (núcleo-bobinas) y la pared interior del tanque no deben
quedar distancias inferiores a 100mm, espesor mínimo de aceite que debe quedar
también encima del mínimo conjunto en los trasformadores de potencia de alto voltaje.
El tanque y las tapas son fabricados de plancha de acero laminado. Todos los
refuerzos son soldados al tanque y diseñados para evitar acumulaciones de agua.
Todas las uniones donde se requiera estanqueidad de aceite son soldadas por costura
continua. El tanque consta de cuatro (4) ganchos o agarraderas lo suficientemente
fuertes para permitir levantar el transformador completamente ensamblado y lleno de
aceite.
Las tapas deben ser completamente removibles y provistas con escotillas de
inspección para permitir el acceso a las conexiones más bajas y a todas las bases de
montaje de los pasatapas, de tal manera que estos y cualquier transformador de
corriente, puedan ser instalados y removidos con las tapas en sus sitios. El diseño de
las tapas debe evitar bolsas de gas dentro del tanque.
41
El tanque es diseñado de, forma, proporciones, peso y construcción tales que
aseguren la mejor circulación del aceite y eviten la transmisión o aumento de ruidos o
vibraciones que podrían ser perjudiciales o simplemente indeseables. El tanque así
como todas las conexiones, juntas, etcétera, fijadas al tanque son construidas para
resistir sin fugas ni deformación permanente, una presión interna 25% mayor a la
máxima presión de operación. Además, los tanques, enfriadores, etcétera, del
transformador es construido para permitir el tratamiento bajo un vacío del 100 % (vacío
completo) durante 48 horas.
El tanque tendrá aberturas para ubicar válvulas de drenaje, válvulas para tomas de
muestras de aceite. Soporta el compartimiento del cambiador de tomas, todas las
cabinas de control, mecanismos, accesorios y los pararrayos de alto y bajo voltaje.
El tanque del transformador está provisto de las siguientes válvulas, bridas:
•
Válvula de descarga de sobrepresión ajustada para 49 kPa de presión interna.
•
Grifos de prueba de aceite de 3/4" tipo "gas" situados uno aproximadamente a
un 90 % de la altura de la cuba y otro en la parte inferior de la misma.
2.6.6.- BASE
La base del transformador es fabricada con vigas de perfil de acero soldadas al fondo
del tanque, y es adecuada para montar ruedas de pestaña desmontables durante el
transporte. El transformador descansará sobre su bastidor de base y placas de base
colocados en el concreto.
La base consta de cuatro (4) puntos de aplicación para gatos lo suficientemente
fuertes para permitir elevar el transformador completamente ensamblado y lleno de
aceite. Se provee agujeros y pernos de anclaje, u otro medio de sujeción a la
fundación.
2.6.7.- NÚCLEO
La primera diferencia sustancial en los transformadores deriva de la forma del núcleo y
de la de los devanados primario y secundario. Para reducir a un mínimo de corrientes
en remolino o de Foucault inducidas en el núcleo, éste se construye en láminas
delgadas de acero de la forma apropiada, sólidamente pernadas entre sí; y, según la
disposición relativa del núcleo y las bobinas se tienen los transformadores de tipo
núcleo o de tipo acorazado.
Como regla general la construcción del tipo núcleo es más económica para
trasformadores de alto voltaje.
42
El núcleo está construido de láminas de acero eléctrico con un 3 a 5% de silicio con
cristales orientados, libre de fatiga por envejecimiento, con pérdidas de histéresis
reducidas y con una gran permeabilidad. Las láminas están exentas de rebabas o
salientes afilados. Todas las hojas tienen un recubrimiento inorgánico aislante
resistente a la acción del aceite caliente y a la presión del núcleo.
Las ramas del núcleo están sujetas firmemente en su posición por medio de pernos
pasantes aislados con un aislamiento de la clase "B", o por medio de cinta de fibra de
vidrio. El aislamiento de los pernos pasantes del núcleo debe resistir una tensión de
ensayo mínima de 2000 V, 60 Hz, durante un minuto.
Las estructuras de aprisionamiento tienen una resistencia mecánica apropiada para
este objeto y están construidas de forma que las corrientes parásitas se reduzcan a un
mínimo.
El montaje de las láminas y de los medios de ajuste o soporte son de tal manera que
no se presenten vibraciones perjudiciales ni ruidos indeseables y que se reduzcan al
mínimo los obstáculos contra el flujo de aceite. El núcleo esta adecuadamente
apretado y arriostrado para que pueda resistir, sin deformaciones, los esfuerzos de
cortocircuito y los manejos durante el transporte, evitando deformaciones en las
láminas del núcleo y daños en el aislamiento de los arrollamientos o en las láminas.
Las tuercas y pernos de la estructura de montaje y ajuste no deberán sufrir
aflojamientos por vibraciones ni por incidentes de transporte o servicio.
El circuito magnético debe ser puesto a tierra de una forma muy segura y de tal
manera que se pueda soltar la conexión a tierra cuando haya que probar el
aislamiento del núcleo o cuando sea necesario retirar el núcleo del tanque.
La fijación del núcleo al tanque del transformador no es considerada como conexión a
tierra aceptable. El núcleo debe ser diseñado para absorber una corriente de
magnetización lo más baja posible, en compatibilidad con una concepción económica.
2.6.8.- DEVANADOS
Las bobinas planas de una espira por capa suelen utilizarse con otras adyacentes
devanadas en sentido contrario, de manera que puedan conectarse los terminales de
entrada y salida. El conductor es por lo regular de sección rectangular, compuesto de
varios hilos en paralelo. Este tipo es el más utilizado para transformadores de
potencia.
43
Con efecto de reducir las pérdidas motivadas por las corrientes de dispersión en el
cobre, los conductores de mucha sección para grandes intensidades suelen estar
compuestos de varios ramales, de sección rectangular, conectados en paralelo y
debidamente transpuestos a fin de que cada uno de ellos tenga la misma reactancia
con respecto al otro arrollamiento del transformador.
El aislamiento del conductor de cobre de sección circular o rectangular suele ser de
papel-tela o bien de cinta de algodón enrollada en espiral alrededor del conductor. Se
consigue mejor aislamiento con papel impregnado en aceite o, simplemente, con papel
bien seco.
En pequeños transformadores el conductor suele aislarse con esmalte especial al
fugo; este mismo conductor con un aislamiento adicional de papel o algodón se utiliza
en transformadores mayores. Los transformadores de núcleo llevan las bobinas
dispuestas concéntricamente, siendo el devanado de alto voltaje de mayor diámetro
que el de bajo, al que rodea.
El aislamiento entre bobinas y masa suelen ser arandelas de cartón Fuller y piezas de
distancia del mismo material. Algunas veces se emplean combinaciones de piezas
acanaladas de cartón Fuller a fin de aumentar la rigidez dieléctrica. Si el voltaje lo
exige, en el extremo de cada grupo de líneas se dispone un escudo estático conectado
a la línea, igual como una bobina adicional, a fin de mejorar la distribución del voltaje
de impulso.
Para que el material a base de celulosa alcance su mayor rigidez dieléctrica, es
requisito indispensable eliminar cualquier vestigio de humedad e impregnarlo luego en
aceite. Por tal motivo, una vez terminado el transformador se seca bien en vacio y
luego se impregna en aceite caliente, también en vacio, a fin de eliminar el aire del
aislamiento y facilitar así la penetración del aceite en los devanados. Para el
aislamiento en los terminales de los arrollamientos se utilizan tubos de porcelana,
cartón Fuller o madera hervida en aceite.
Todos los cables o conductores que se usen para los arrollamientos y equipo
relacionado con los mismos, serán de cobre electrolítico de alta calidad.
El diseño, construcción y tratamiento de los bobinados toma en consideración factores
como la resistencia eléctrica y mecánica del aislamiento, distribución uniforme del flujo
electrostático, pérdidas dieléctricas mínimas a la libre circulación del aceite,
44
eliminación de lugares sobrecalentados, distribución del voltaje entre espiras
adyacentes y por toda la bobina, y control de la distribución del flujo eléctrico en
régimen de impulso (para ondas completas y cortadas) para alcanzar una elevada
resistencia dieléctrica a impulsos.
Las espiras están bobinadas y los arrollamientos arriostrados de manera que una vez
terminados, resulten rígidos y capaces de resistir los esfuerzos de cortocircuito por lo
menos durante dos segundos, sin presentar deformaciones perjudiciales o fracturas en
los aislamientos por cualquiera de los modos de fallas radiales, axiales o combinados.
Desde el punto de vista térmico, la temperatura del conductor en el caso más severo
de cortocircuito no excederá los valores permitidos, no debiendo tampoco producirse
gases por degradación del aislamiento.
La disposición de las tomas será tal que se mantenga una simetría magnética óptima
para cualquier toma.
El núcleo ya armado y los bobinados son secados al vacío para asegurar una
extracción adecuada de la humedad. Inmediatamente después del secado todo el
conjunto es impregnado y sumergido en aceite.
El aislamiento de todos los arrollamientos debe tratarse convenientemente para
garantizar que no se produzcan contracciones apreciables después del montaje.
Las conexiones permanentes portadoras de corrientes (excepto las conexiones
roscadas) son soldadas con soldadura dura o de plata, apropiadas para conexiones
fuertes de cobre. Para los aisladores pasatapas, conmutadores y los listones
terminales, se usará conexiones con pernos o pinzas, con la condición de que se
utilicen los dispositivos adecuados de retención y ajuste para evitar que las conexiones
se suelten o aflojen.
Los empalmes eléctricos de los arrollamientos son sujetos rígidamente para evitar
averías producidas por las vibraciones y por las fuerzas desencadenadas por
cortocircuitos.
2.6.9.- AISLADORES PASATAPAS
Este accesorio del transformador tiene por objeto aislar los terminales de los
arrollamientos al pasar a través de la tapa del transformador. Se utilizara pasatapas de
porcelana para voltajes de hasta 15000 kV.
45
Los pasatapas tipo corriente, consisten en; una barra cilíndrica roscada de cobre en su
porción superior, a la que se afirma por un extremo el terminal del arrollamiento y por
el otro, en el casquete exterior, las conexiones de la red de alimentación mediante
tuercas al efecto. Algunas veces, en lugar de la barra de cobre, se utiliza un cable del
mismo material. En tal caso suele ser éste desmontable desde el exterior del
transformador a fin de poder cambiar el pasatapas sin necesidad de tener que
manipular en el interior del tanque.
A fin de asegurar la hermeticidad del tanque, en los orificios por donde los pasatapas
atraviesan la tapa, se utilizan arandelas, de espesor adecuado, de corcho o de goma
sintética, resistente al aceite. También suele adoptarse el sistema de pegar el reborde
del orificio de la tapa y el casquete metálico del pasatapas a la porcelana mediante
una masilla especial.
Todos los pasatapas llevan exteriormente una coraza de porcelana vidriada
completamente impermeable, pudiendo ser la superficie de la misma lisa o con
campanas a fin de aumentar la distancia desarrollada que media entre el casquete y la
tapa del transformador. Todos los pasatapas normalizados soportan los mismos
ensayos de voltaje a que se someten los arrollamientos a ellos conectados, tanto en
tiempo seco como en húmedo.
Los terminales y el punto neutro de los arrollamientos se encuentran fuera de la cuba a
través de aisladores pasatapas.
Todos los aisladores son resistentes al aceite y deben cerrar a prueba de fugas. El
cierre será suficientemente hermético y fuerte para que soporte variaciones de presión
debidas a cambios de temperatura que se produzcan durante el funcionamiento
normal o por variaciones de la temperatura ambiente, sin filtraciones o goteos y sin
condensaciones de humedad.
Los pasatapas están diseñados para evitar excesivas gradientes del campo eléctrico
por debajo de su soporte, a fin de que ningún efecto corona ni arco eléctrico se
produzca dentro del tanque.
La porcelana empleada en los pasatapas es fabricada por el procedimiento húmedo y
homogéneo, libre de exfoliaciones, cavidades o resquebrajaduras, bien vitrificada e
impermeable a la humedad. La capa superficial vitrificada es libre de imperfecciones
tales como ampollas o zonas quemadas.
46
Los pasatapas primarios, secundarios y de neutro tienen capacidad de resistir las
corrientes de cortocircuito máximas que puedan circular por ellos durante tres
segundos, sin deterioro de sus componentes según la norma.
2.6.10.-
RADIADORES
Los radiadores a utilizar son removibles y están conectados al tanque mediante vigas
apernadas, con empaques resistentes al aceite. Para cada radiador se suministra,
tanto en la conexión superior a la cuba, como en la inferior, una válvula de cierre que
permita desmontar el radiador luego de vaciado su aceite.
Cada radiador será independiente, es decir, se lo puede desmontar del tanque sin
pérdida de aceite. Si es necesario el retiro de un elemento del radiador, esto no
afectará al servicio continuo del transformador con el 100% de la capacidad máxima
en su segunda etapa de enfriamiento.
Cada radiador está compuesto por un tapón de drenaje y escape. Todos los
radiadores soportarán la presión atmosférica exterior cuando se efectúa el vacío en su
interior y la misma presión interna (tal como la causada por un arco) que la del tanque.
Los radiadores soportan todos los ventiladores requeridos para el enfriamiento
especificado, son diseñados de tal manera que no tengan huecos o superficies que
puedan acumular agua y dispuestos de tal manera que todas las superficies sean
fácilmente accesibles para limpieza y repintado, sin remover los radiadores del tanque.
2.6.11.-
CONSERVADOR
Para evitar que el aceite caliente entre en contacto con el aire, del que podría
absorberse impurezas y oxigeno, se utiliza varios procedimientos, entre ellos la
utilización de conservadores; este sistema consiste en dejar el tanque completamente
lleno de aceite, montando en la parte superior un recipiente de expansión, llamado
conservador, a fin de que únicamente el aceite frio sea el que entre en contacto con el
aire.
Además de las funciones protectoras de tal equipo, que impiden la contaminación del
aceite por las impurezas que el aire lleva en suspensión, cumplen también la misión de
evitar que el aceite se espese, mantenerlo seco y en perfectas condiciones de
funcionamiento.
47
2.6.12.-
TERMÓMETROS
A fin de determinar la temperatura de aceite o del cobre en los transformadores, éstos
van equipados por indicadores de temperatura y relés térmicos. En algunos
transformadores de potencia, dichos indicadores de temperatura, o simplemente
termómetros, consisten en tubos sumergidos en el aceite caliente, en los que se
introduce el bulbo del termómetro.
Algunos indicadores llevan relés térmicos que accionan un dispositivo de alarma
cuando la temperatura alcanza un límite peligroso. Otros indicadores llevan
dispositivos registradores de máxima y mínima que permiten conocer en cualquier
momento la temperatura máxima del aceite y las variaciones habidas durante el día.
Los indicadores de temperatura para los arrollamientos están previstos para indicar la
máxima temperatura en los devanados, como suma de la del aceite más el gradiente
del cobre. Generalmente consisten en un termómetro cuyo bulbo se halla sumergido
en el aceite caliente, a cuya lectura se le suma automáticamente la del gradiente de
cobre para formar la temperatura máxima en el arrollamiento. A tal fin, el indicador
cuenta con un elemento térmico de bimetal que se calienta al paso de una corriente
proporcional a la de los devanados, suministrada por el secundario de un
transformador de corriente. También suele utilizarse en lugar de dicho bimetal, una
resistencia que envuelve el bulbo del termómetro y por la que circula la corriente
citada. Cuando el indicador se compone de elemento de bimetal, el elemento lleva dos
agujas indicadoras, una de ellas señala la temperatura del aceite y la otra la del cobre.
Los indicadores de temperatura para los arrollamientos van por lo regular equipados
con contactos de alarma que se cierran tan pronto la temperatura alcanza un máximo
admisible.
Estos indicadores consisten en tal caso en una bobina de cobre rodeada por una
resistencia en espiral por la que circula una corriente proporcional a la del
arrollamiento, reproduciéndose así el gradiente térmico del cobre. De la resistencia
mencionada parten terminales que se conectan a un circuito para medida de
resistencia en corriente continua, comprendiendo un instrumento calibrado, graduando
en grados centígrados, para la lectura de la temperatura máxima del transformador.
En algunos casos se suele emplear un termopar en lugar del termómetro de
resistencia.
El principio de funcionamiento de los relés térmicos es exactamente el mismo que el
de los indicadores de temperatura para arrollamientos. Aunque mecánicamente
48
considerados son iguales, por lo regular suelen ir calibrados de manera que permitan
temperaturas de trabajo más elevadas en los casos de sobrecargas de corta duración
que en los de duración mayor. Los indicadores de este tipo van equipados con relés
debidamente dispuestos para accionar un dispositivo de alarma cuando la temperatura
alcanza un límite previsto.
Constructivamente considerados, los relés térmicos son más sencillos que los
indicadores, si bien ambos se basan en el mismo principio. Hay un tipo de relé térmico
que comprende un termómetro cuyo bulbo se halla rodeado por una resistencia
sumergida en el aceite caliente del transformador, al igual que en un indicador de
temperatura del tipo descrito. El instrumento indicador se substituye por interruptores a
presión que cierran los contactos del relé. Hay también otro tipo de relé térmico que
consiste en un elemento de bimetal sumergido en el aceite caliente del transformador,
por el que circula una corriente proporcional a la del arrollamiento, siendo la
temperatura del citado elemento función la del aceite y de la corriente del devanado.
La calibración es en este tipo igual que en los otros relés térmicos. Los contactos de
alarma los cierra el mismo elemento de bimetal.
Cualquier tipo de termómetros, indicadores de nivel de aceite, indicadores de posición
de tomas y en general todos los dispositivos de indicación local deberán permitir una
lectura u observación fácil e inequívoca desde el nivel del suelo.
2.6.13.-
SISTEMA DE ENFRIAMIENTO AUTOMÁTICO^
El enfriamiento, dependiendo de la carga aplicada a la unidad será de la siguiente
manera:
Por circulación natural de aceite y aire (OA), más una primera etapa por circulación
forzada de aire mediante ventiladores exteriores (FA).
El equipo de enfriamiento está conectado independientemente y cada conexión
dispondrá de válvulas que permitan su retiro con el transformador funcionando.
El sistema de enfriamiento incluye por lo menos los siguientes componentes:
•
Un grupo de ventiladores completos, con motores, arrancadores protección
contra sobrecargas y cortocircuitos para el grupo y para cada motor de
ventilador y un switch de desconexión.
•
Conmutador selector para control local (automático-apagado-manual).
•
Protección de bajo voltaje con retardo de tiempo.
49
•
Sensores y termómetros para la detección de temperatura de todos los
devanados y para el control automático del sistema de enfriamiento, con sus
contactos conectados en paralelo.
•
Mecanismos de alarma y supervisión, de acuerdo con normas de fabricación.
•
Todas las válvulas y tuberías, conexiones y accesorios para una operación
satisfactoria de la instalación
El sistema de detección de temperatura y de control automático de enfriamiento,
deben ser monitoreados por un sistema de detección y transmisión de datos de
temperatura en forma digital.
2.6.14.-
SISTEMA DE PRESERVACIÓN DE ACEITE
Cualquiera de los siguientes sistemas de preservación de aceite es aceptable:
•
Sistema de tanque sellado, definido por ANSI 57.12, 87.810.
•
Sistema de gas inerte a presión, definido por ANSI 57.12, 87.380.
•
Sistema de presión constante.
2.6.15.-
MECANISMO DE CONMUTADOR DE TOMAS SIN CARGA
Es accionado a mano desde el suelo y en estado sin tensión del transformador. La
gama de tomas se indica en las especificaciones técnicas.
El conmutador está montado a una altura conveniente para su accionamiento,
comprende de un manubrio manual para moverlo, un indicador visual de la posición de
las tomas, de un dispositivo para enclavar el conmutador de tomas en cualquier
posición de las mismas.
El dispositivo de enclavamiento es convenientemente dispuesto para que se evite el
enclavamiento del conmutador en una posición intermedia o fuera del contacto con las
tomas. Se provee de un enclavamiento que impida la operación del conmutador
cuando el transformador esté energizado.
2.6.16.-
ACCESORIOS Y EQUIPOS AUXILIARES
El tiempo de vida útil de los accesorios será igual al tiempo de vida del equipo
principal.
50
Los indicadores, termómetros y relés son construidos y localizados de tal manera que
los elementos sensores de temperatura puedan ser removidos con el transformador
energizado.
El montaje de los manómetros, medidores, relés, etcétera, garantizan su protección
contra vibraciones.
Los contactos de los accesorios están aislados de tierra y son positivos, y de acción
por resorte.
Los contactos de alarma y control son adecuados para operar
alimentados por fuentes de corriente continua de 125 voltios.
2.6.17.-
INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE
El transformador cuenta con un indicador de nivel de aceite, con escala conveniente
que pueda observarse desde el suelo. El indicador es montado en la pared lateral del
conservador de aceite, y está equipado con dos juegos de contactos de alarma para el
control del nivel de aceite: alto y bajo.
2.6.18.-
SISTEMA DE DETECCIÓN Y CONTROL DE TEMPERATURA
El transformador deberá estar equipado con los siguientes dispositivos de detección
de temperatura:
TERMÓMETRO PARA ACEITE
Dos termómetros graduados en grados Celsius para indicación local de la temperatura
del aceite en el punto más caliente, equipados con puntero de máxima temperatura de
reposición.
Los termómetros estarán provistos de dos juegos de contactos ajustables para alarma
y desconexión. Este sistema es montado sobre el tanque del transformador por medio
de una fijación flexible a una altura conveniente del suelo.
TERMÓMETRO PARA LOS DEVANADOS
Termómetro graduado en grados Celsius equipado con los accesorios para imagen
térmica, para indicación local de la temperatura de cada uno de los devanados del
transformador y con puntero de máxima temperatura de reposición.
El
termómetro
está
provisto
de
dos
juegos
de
contactos
ajustables
independientemente que se cierran automáticamente en secuencia con el aumento de
la temperatura de los arrollamientos, y que se abren automáticamente en la secuencia
inversa con la disminución de la temperatura y que ejercen las siguientes funciones:
•
Puesta en marcha del equipo de enfriamiento (dos etapas).
51
•
Alarma por exceso de temperatura
•
Disparo (desconexión) por exceso de temperatura.
Este sistema es montado sobre el tanque del transformador por medio de una fijación
flexible a una altura conveniente del suelo.
2.6.19.-
VÁLVULA DE DESCARGA DE SOBRE PRESIÓN
El transformador estará equipado con una válvula de descarga de sobre presión o un
dispositivo equivalente que actúa como equilibrador de sobre presiones en la cuba del
transformador. Esta válvula deja escapar cualquier sobre-presión interna mayor a 0.5
Kg. /cm2 aproximadamente que sea causada por perturbaciones internas, y vuelve a
cerrar después de haber actuado. Para el efecto la válvula consta de contactos de
disparo para indicar la actuación del dispositivo y tiene indicación visible.
El tubo de descarga que forma parte de la válvula está montado de forma que el aceite
que se expulse vaya hacia el suelo sin regarse por el transformador.
2.6.20.-
VÁLVULAS Y GRIFOS
Se dispondrán de válvulas para cumplir las siguientes funciones:
•
Drenaje de los tanques, del tanque conservador, etcétera
•
Toma de muestra de aceite de los tanques, del tanque conservador y del relé
Buchholtz
•
Purga de aire del tanque del conservador, del relé Buchholtz, etcétera
•
Remoción de los radiadores, tanto en la parte alta como en la parte baja del
tanque del transformador.
•
Conexión y separación del relé Buchholtz
•
Conexión del equipo para tratamiento del aceite
•
Conexión de las diversas tuberías de aceite al tanque
Todas las válvulas deberán ser de construcción apropiada para trabajar con aceite
caliente.
2.6.21.-
PERNOS DE ANCLAJE, PLACAS DE BASE
Es necesario una de pernos de anclaje, placas de base y medios de sujeción
convenientes para fijar firmemente el transformador en su ubicación definitiva.
Los medios de sujeción también garantizan la resistencia sísmica del transformador.
52
2.6.22.-
CAJAS DE TERMINALES Y ARMARIOS
Para el transformador las cajas de terminales son convenientemente instaladas en
lugares adyacentes al tanque. Las cajas tendrán compartimentos separados para
circuitos de potencia y circuitos de control con regletas de bornes. Los secundarios de
los transformadores de corriente se conectan a bloques de terminales del tipo
cortocircuitante. Todos los interruptores, contactores y demás dispositivos de control
del transformador se instalan en un armario metálico con grado de protección IP55,
que dispondrá de cerradura en la puerta.
El cableado que conecta las diferentes piezas o accesorios de los circuitos eléctricos
con las cajas terminales se instala con un recubrimiento de tubo de acero galvanizado
rígido u otros medios análogos de protección. Los conductores se disponen de forma
que causen los menores inconvenientes posibles durante el desmontaje.
Todas las cajas de terminales, armarios, etcétera, son montadas sobre el tanque con
una fijación flexible (amortiguadores) y localizadas a una altura conveniente del suelo.
El comando y las protecciones del transformador con sus accesorios deben de ser
debidamente coordinados con los demás dispositivos de mando, señalización, de la
instalación.
2.6.23.-
INSTRUMENTOS INDICADORES
Todos los instrumentos indicadores permiten una lectura clara, constan de números,
agujas negras en fondo blanco y son calibrados en unidades métricas. Son provistos
de conexiones para calibración, para conexiones de aire, manómetros, etcétera. La
precisión garantizada será de al menos ± 1 %.
Los instrumentos indicadores de
temperatura, los sensores del tipo de ampolla con vapor a presión, tienen un solo
puntero indicador y un indicador ajustable de temperatura máxima.
2.6.24.-
PLACAS DE IDENTIFICACIÓN
Las placas de identificación constan de los siguientes parámetros: capacidades,
voltajes nominales, diagramas de conexión de los devanados incluyendo tomas de
voltaje, características del aceite aislante, diagrama de conexión para el circuito de
control del cambiador de taps, instrucciones especiales para operación, mantenimiento
y prueba; datos importantes,
señalan las normas.
nombre del fabricante y en general los datos que
53
2.6.25.ACCESORIOS PARA SISTEMA DE CONSERVACIÓN DE
ACEITE
Para un sistema de tanque sellado, está constituido:
•
Un manómetro para medir vacíos de presión.
•
Un desfogador de presión.
2.6.26.-
TERMINALES
Los terminales de los aisladores pasatapas deben ser de cobre con recubrimiento de
plata (alternativamente pueden ser estañados), con perforaciones según normas
NEMA. Para cada terminal se suministra un conector adecuado para conductor o tubo.
El transformador estará provisto con conectores terminales de puesta a tierra,
adecuados para conductor de cobre cableado de 65 mm2 a 125 mm2 de sección (2/0
AWG a 250 kcmil), ubicados en extremos diagonalmente opuestos de la cuba.
2.6.27.-
PUESTA A TIERRA DEL TRANSFORMADOR
Los sistemas aterrizados tienen el propósito de controlar el voltaje a tierra a un límite
deseable, esto también es propuesto para un flujo de corriente que puede proporcionar
una detección de una conexión no deseada entre los conductores del sistema y tierra,
la cual puede instigar la operación automática de los dispositivos de protección o
remota de las fuentes de voltaje.
Se utilizará el sistema de Neutro sólidamente puesto a tierra según la norma IEEE
Standard
General
RequirementsforLiquid-ImmersedDistribution,
Power,
and
RegulatingTransformers.
2.6.27.1 ACCESORIOS PARA CONEXIÓN A TIERRA
CONEXIONES DEL TANQUE A TIERRA
El tanque del transformador debe conectarse sólidamente a tierra, para lo que se
utiliza la placa al efecto que se encuentre junto al fondo. Se conecta igualmente a
tierra todos los terminales de los arrollamientos.
a) CONEXIÓN TIPO A
Esta consiste en una placa o conexión hembra de acero cobrizado o acero inoxidable,
con un agujero en cuerda normal para tornillo de 12.7 mm de diámetro, y 11 mm de
longitud, localizada en la parte inferior del tanque. Se incluye el tornillo para la
conexión y las cuerdas se protegen contra la corrosión sin afectar la conexión eléctrica
54
b) CONEXIÓN TIPO B
Consiste en dos placas de acero cobrizado de 60 mm por 90 mm, con dos agujeros
cuyos centros están espaciados horizontalmente 50 mm, con cuerda normal para
tornillos de 12.7 mm de diámetro localizados en la parte inferior del tanque.
La longitud mínima de la cuerda es de 13 mm. El espesor mínimo de la capa de cobre
será de 0.5 mm. Las cuerdas se protegen contra la corrosión en forma tal que no se
afecte la conexión eléctrica.
2.7.- INTERRUPTOR AUTOMATICO
El interruptor de potencia es el dispositivo encargado de desconectar una carga o una
parte del sistema eléctrico, tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o
en vacío) como en condición de cortocircuito. La operación de un interruptor puede ser
manual o accionada por la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación
del sistema eléctrico, donde está conectado.
2.7.1.- VOLTAJE NOMINAL
Es el valor de voltaje eficaz entre fases del sistema en donde se instalará
2.7.2.- VOLATJE MÁXIMO
Es el valor límite superior de voltaje para el cual está diseñado el interruptor y al cual
debe operar.
2.7.3.- CORRIENTE NOMINAL
Es el valor máximo eficaz de corriente que circula de manera continua a través del
`
equipo sin exceder los límites permitidos de temperatura.
_( √3 ? a
(2.8)
Dónde:
S: Potencia aparente del equipo
Vf: Voltaje de fase del sistema
2.7.4.- CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO INICIAL
Es el valor pico de la primera semionda de corriente comprendida en la componente
transitoria.
_c " a
√3|ef |
(2.9)
55
Donde:
|ef | gOf / $f : Módulo de impedancia de cortocircuito
2.7.5.- CAPACIDAD DE CORTE
Es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito que puede abrir la cámara de
extinción de arco sin que los contactos sean dañados a tal grado que el interruptor no
pueda seguir conduciendo.
_h i _f"
Donde:
µ: Factor el cual depende del tiempo de retardo, +t klm -, y de la relación ;In" /Ip <
Ip : Corriente nominal del generador
(2.10)
Los valores de µ se aplica si las maquinas sincrónicas utilizan sistemas de excitación
rotativa o mediante convertidores estáticos, (para sistemas de excitación mediante
convertidores estáticas, el tiempo de retardo mínimo t_min es inferior a 0,25s y el
voltaje de excitación máximo es 1.6 veces menor que el voltaje nominal de carga).
Para todos los demás casos se considera µ=1 si el valor exacto es desconocido.
2.7.6.- VALOR PICO DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO
Es el valor posible máximo de la corriente de cortocircuito prevista. Esta corriente
considera la máxima asimetría posible de la corriente debido a la componente
continua, la cual dependerá del valor R/X y el valor del voltaje en el momento del
cortocircuito.
_q r√2 _f"
Donde:
In" : Corriente de cortocircuito inicial
k: factor de decremento de componente continua, depende de R/X del sistema
Figura 2.11 Factor de Decremento de componente continúa
(2.11)
56
2.7.7.- CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO PERMANENTE
Es el valor eficaz de la corriente de cortocircuito que se mantiene tras la extinción de
los fenómenos transitorios, y cuyo valor se mantiene permanente, hasta que los
equipos de protección despejen la falla.
La amplitud de dicha corriente dependerá del grado de saturación del circuito
magnético de los generadores.
Cuando el cortocircuito se ve alimentado por un generador o maquina sincrónica, la
corriente máxima de cortocircuito permanente, bajo la máxima excitación del
generador está dada por:
_rstu vstu _w
(2.12)
La corriente mínima permanente se obtiene para una excitación minima o constante,
de la maquina sincrónica la cual viene dada por:
_rsxy vsxy _w
Donde:
Ip : Corriente en bornes del generador
λ: Factor dependiente de la inductancia de saturación Xdz{4
Figura 2.12 Factor dependiente de la inductancia de saturación (|)
(2.13)
57
2.7.8.- TIEMPO DE INTERRUPCIÓN
Tiempo expresado en ciclos en el cual un interruptor opera después de aparecida una
falla.
2.7.9.- NIVEL DE AISLAMIENTO DE BAJA FRECUENCIA
Nivel específico de aislamiento expresado en función del valor cresta de voltaje debido
a un sobrevoltaje de baja frecuencia ocasionando al desequilibrio de un sistema
trifásico.
2.7.10.-
CAPACIDAD DE TIEMPO CORTO
Es la capacidad de conducir un valor eficaz de corriente alterna o compleja durante un
tiempo breve especificado.
2.7.11.-
VOLTAJE DE CONTROL
Según la norma ANSI C37-06 los voltajes de control para interruptores automáticos en
sistemas de corriente continua y alterna son:
Tabla 2.19 Voltajes de control para interruptores automáticos 9
Rangos de voltaje para corrientes
AC
Rango de voltaje para corriente DC
Voltaje nominal
(60Hz)
Cierre y funciones auxiliares
monofásicos
Voltaje
nominal
Interruptores
de tipo interior
Interruptores
de tipo interior
24
48
38-56
36-56
Funciones de
disparo y todos
los tipos
14-28
28-56
125
100-140
90-140
70-140
250
200-280
180-180
140-280
2.7.12.-
Cierre,
disparo y
funciones
auxiliares
120
104-127
240
208-254
Polifásico
180Y/104
208Y/120
220Y/127
240
208-254
CAPACIDAD DE RECIERRE
La capacidad de cierre mejora la confiabilidad y continuidad del sistema cuando se
presenta una falla momentánea o transitoria.
La operación de recierre debe realizarse en el menos tiempo posible, según la norma
ANSI C37-06 se muestra algunos tiempos de recierre en ciclos para interruptores
automáticos.
58
Tabla 2.20 Tiempos de recierre para interruptores automáticos Tiempos de recierre
Tiempos de
recierre en
ciclos
Interruptores sin aceite de tipo interior
4.76kV y 8.25kV, 1200A
30
Valores de interruptores
15kV, 1200ª, 20kA y menores
Interruptores de tipo exterior
2.7.13.-
30
15.5kV y 25.8kV, 20kA
30
Menores a todos los otros
20
SECUENCIA DE OPERACIÓN
Si los interruptores trabajan en conjunto con dispositivos de cierre automático se debe
cumplir con la siguiente secuencia de tiempo de operación:
} / "&'~ / }
Donde:
O: Apertura
(2.14)
C: Cierre
Los valores de tiempo se suponen para valores nominales de voltaje operación en los
mecanismos del interruptor, en caso de disminuir la presión o el voltaje de operación al
90% el tiempo de recierre aumentará al 110%.
Cuando el mecanismo de operación del interruptor se mediante solenoides el tiempo
de recierre puede ser de 45 ciclos aunque para requerimientos especiales de cierre se
debe consultar con el proveedor del interruptor.
2.7.14.-
DIMENSIONAMIENTO DEL INTERRUPTOR DE 6.3KV
El interruptor automático será de tipo extraíble, operará tanto en forma local como
remota al voltaje nominal.
Los contactos móviles para enchufar el interruptor y los contactos fijos deberán ser de
cobre con superficie de contacto estañada, los contactos principales externos serán de
tipo plano.
La corriente nominal la obtenemos de:
_( `
√3 ? a
12000rJ
√3+13.8 r-
502.04 J
La corriente inicial de corto circuito la obtenemos de la relaciónƒ 0.9 y de la
curva„ 1.08(datos de generador), mediante la ecuación 2.11:
‚
_f" _q
r√2
3856J
1.08 ? √2
59
2524.63J
Capacidad de Corte.- utilizando la ecuación 2.10 y para un Factori 1 el cual
depende del tiempo de retardo+t klm -, y de la relación ;In" /Ip <, obtenemos:
_h i _f" 2.5J
Norma.- El interruptor automático se dimensiona según a la norma ANSI C37
“Alternatingcurrentpowercircuitbreakers”.IEC 56 “Interruptores de corriente alterna de
alto voltaje”.
Funcionamiento.- El interruptor abrirá cualquier tipo de carga, con factores de
potencia desde uno en atraso hasta cero y en magnitud desde 0% hasta 100% de la
corriente nominal.
Mecanismo de operación.- El mecanismo de operación será de tipo acumulada por
medios de resortes. Los mismos serán cargados por medio de un motor eléctrico de
corriente continua.
El mecanismo es apropiado para almacenar suficiente energía para realizar un ciclo
completo de cierre-apertura.
Contará con dos bobinas de disparo y una bobina de cierre que operará a 120Vcc.
Tendrá una reserva de cuatro contactores auxiliares normalmente abiertos y cuatro
contactores auxiliares normalmente cerrados.
Accesorios.- el equipo contará con los siguientes accesorios:
•
Indicador mecánico de operación, el cual da la indicación de la posición de los
contactos principales del interruptor.
•
Placa de características de acuerdo con las normas ANSI, IEC.
•
Sistema de operación y mando; bobinas de cierre y apertura, pulsadores,
contactos auxiliares, termostato, resistencia de calefacción, motor, breackers.
•
Tabla 2.21 Especificaciones técnicas del interruptor automático de 6.3kV
Voltaje nominal
Corriente nominal
Voltaje máximo de operación
Conexión del sistema
Frecuencia
Voltaje del mecanismo de operación
Medio de interrupción
Tiempo máximo de interrupción
Capacidad de corte
Tipo de montaje
Mecanismo de operación (ANSI)
Contactos auxiliares disponibles
BIL
6.3kV
502.04A
8.25KV
Neutro sólidamente a tierra
60Hz
125Vcc
Vacio
40-60ms
2500A
Extraíble
O-0,3s-CO-15s-CO
4NA y 4NC
95kV
60
CAPÍTULO 3
SISTEMA DE PROTECCIÓN, CONTROL, PRUEBAS
ELÉCTRICAS, FÍSICAS-QUÍMICAS Y ESPECIALES
3.1.- INTRODUCCIÓN
En este capítulo se analizará el equipo de protección con el que debe contar el
trasformador elevador para su protección, el monitoreo del mismo implementando
nueva tecnología disponible en el mercado y se realiza el análisis de las pruebas
realizadas a un transformador de potencia de una central de generación.
3.2.- SISTEMA DE PROTECCIÓN
El objetivo primordial de un sistema de generación es el de proveer energía en forma
continua y estable, y los mayores riesgos a que está sometido los constituyen los
cortocircuitos en la red o en los equipos de fallo del aislante.
Una protección eficaz debe realizar la interrupción y el rápido aislamiento automático
del elemento defectuoso, maquina o circuito, pero debe de poseer la flexibilidad
suficiente para mantener el servicio a través de la parte no afectada del sistema.
3.2.1.- CONDICIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SISTEMA DE
PROTECCIONES Un sistema de protecciones debe cumplir requerimientos de confiabilidad, es decir,
cubrir la totalidad del sistema eléctrico a proteger, determinando las zonas de
protección y solapamiento.
Cumplir requerimientos de n-1 en los equipos de protección, determinando:
•
La primera línea de defensa ante fallas, “protección primaria o principal”
•
Protección secundaria o respaldo: funciones de protección que pueden ser
diferentes,
con tiempos
de actuación en algunos
casos
superiores,
considerando inclusive diferentes puntos de medición y/u operación de
interruptores diferentes.
•
Protección redundante: son equipos de protección idénticos con diferentes
puntos de medición que trabajan de manera independiente uno de otro, que se
utilizan para L/T.
61
Cumplir niveles adecuados de:
Dependabilidad
Es el grado de certeza que el sistema de protecciones operará correctamente ante
fallas en su zona de protección.
Seguridad
Es el grado de certeza que el sistema de protección no operará ante fallas fuera de su
zona de operación.
Sensitividad
Tiene relación con los mínimos valores de entrada que produce la operación de un
relé.
Selectividad
Capacidad para diferenciar condiciones de operación que requiera un relé, y aquellas
para las cuales un relé no debe operar u operar de manera temporizada.
Velocidad.- Es el tiempo requerido para emitir la orden de disparo.
3.3.- CÁLCULO DE LAS CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO
El cálculo exacto de las corrientes de corto circuito, en todas las condiciones en que
puedan ocurrir, es prácticamente imposible en condiciones sinusoidales, siendo
necesario en gran número de veces recurrir a sistemas de cálculos experimentales
rápidos y de aproximación satisfactoria.
Para realizar el estudio de cortocircuitos, se ha considerado la topología del sistema
de subtransmisión, desde la barra de 69kV del sistema de CNEL Esmeraldas.Anexo 2.
El criterio básico para la aplicación del estudio ha sido:
•
Equivalente Thevenin a nivel de 69kV en la Barra La Propicia se realizan
corridas de cortocircuito, mediante el estudio realizado de “NIVELES
CORTOCIRCUITO
EN
LAS
BARRAS
DEL
SISTEMA
INTERCONECTADO, cuyo resultado se detalla a continuación:
DE
NACIONAL
62
Tabla 3.1. Valores Equivalentes del S.N.I en la barra de 69kV La Propicia
MONOFÁSICO
MAXIMAS CORRIENTES
Skss
310,319
Ikss
3,895
R0
4,029
X0
25,956
R1
3,903
X1
20,274
R2
3,91
X2
20,229
Z2
20,60341091
Z1
20,64627049
MINIMAS CORRIENTES
274,613
3,447
4,938
26,329
4,909
20,739
4,916
20,691
21,26698232
21,31207174
TRIFÁSICO
MAXIMAS CORRIENTES
Sk
1014,6
Ik
4,25
R/X
0,19251258
Z2/Z1
0,9979241
X0/X1
1,28026043
R0/X0
0,15522423
•
MINIMAS CORRIENTES
893,3
3,74
0,23670379
0,99788432
5,36341414
0,18754985
Parámetros de líneas, transformadores, generadores proporcionado por
CNEL Esmeraldas, los cuales se detallan a continuación:
Tabla 3.2. Parámetros de Líneas de Subtransmisión
LINEAS
NOMBRE SUBESTACION
LIMITE TERMICO (MW)
N
Regional
Nombre Línea
Código Línea
S/E Salida
S/E Llegada
Capacidad
(kV)
Transmisión
1
2
CNEL-Esmeraldas
CNEL-Esmeraldas
ATACAMES
BORBÓN
Atacames
Borbón
Winchele
Rocafuerte
Atacames
Borbón
54,98
63,34
69,00 21,0
69,00 45,0
3
CNEL-Esmeraldas
LAS PALMAS
Las Palmas
Las Palmas
32,27
69,00 5,50
4
CNEL-Esmeraldas
MUISNE
Muisne
Santas
Vainas
Atacames
Muisne
32,27
69,00 40,5
5
CNEL-Esmeraldas
QUININDE
Quinide
Winchele
Quinindé 1
80,07
69,00 70,0
6
CNEL-Esmeraldas
Quininde # 1
Quininde# 1 Quininde 2
80,07
69,00 2,20
7
CNEL-Esmeraldas
ROCAFUERTE
Nuevo
Quininde
Rocafuerte
Winchele
Rocafuerte
54,98
69,00 40,0
8
CNEL-Esmeraldas
SANTAS VAINAS
Santas Vainas
Propicia
Santas Vainas
32,27
69,00 6,00
CNEL-Esmeraldas
WINCHELE
Winchelle
Propicia
Winchele
80,07
69,00 4,50
10 CNEL-Esmeraldas
REFINERIA
Refineria
Propicia
Refinería
80,07
69,00 1,00
11 CNEL-Esmeraldas
Refinería
Petrocomercial
32,27
69,00 0,40
12 CNEL-Esmeraldas
PETROCOMERCIA Petrocomercial
L
AGUA POTABLE
Agua Potable
Winchele
69,00 2,50
13 CNEL-Esmeraldas
SAN LORENZO
Borbón 2
Agua Potable 32,27
SM
San Lorenzo
80,07
9
San Lorenzo
(km)
69,00 50,0
63
CONDUCTOR FASE
N
Nombre Línea
Tipo
Material Calibre
Unidad
CABLE GUARDA
Tipo
Construcción Material
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
ATACAMES
BORBÓN
LAS PALMAS
MUISNE
QUININDE
Quininde # 1
ROCAFUERTE
SANTAS VAINAS
WINCHELE
REFINERIA
PETROCOMERCIAL
AGUA POTABLE
SAN LORENZO
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACAR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACSR
ACAR
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
AL
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
MCM
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
acero
266,80
336,4
2/0
2/0
477
300
266,8
2/0
477
477
477
2/0
300
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Acero Galv.
Calibre
(mm)
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
64
Tabla 3.3. Parámetros de Transformadores CNEL CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
Subestación
Propicia
Movil
Propicia
Propicia
Santas Vainas
Marca
MITSUBICHI
PAUWELS
SIEMENS
SIEMENS
MITSUBISHI
SEG
Santas Vainas
SWITCHQEAR
CROMPTOM
Las Palmas
GREAVES
Atacames
MITSUBISHI
Atacames
OSAKA
Quinindé
MITSUBISHI
Quinindé
ABB
WinceleAtacames MITSUBISHI
winceleQuininde MITSUBISHI
wincele
Rocafuerte
MITSUBISHI
wincele
Agua
Potable
ABB
SHILIN
Muisne
ELECTRIC
Rocafuerte
RHONA
Rocafuerte
MITSUBISHI
Borbón
MITSUBISHI
Borbón
RHONA
Borbón
MITSUBISHI
San Lorenzo
YORK
CROMPTOM
San Lorenzo
GREAVES
Nuevo Quinindé
YORK
Agua Potable SM WESTINGHOUSE
STROMBERMG
Petrocomercial
POWER
Refinería
MITSUBISHI
Refinería
MITSUBISHI
Voltaje
Primario
kV
69
69
69
69
69
Voltaje
Secundario
kV
13,8
13,8
69
69
13,8
Capacidad
Transformador
OA (MVA)
12
10
Capacidad
Transformador
FA (MVA)
16
10
Capacidad
Transformado
r FOA (MVA)
16
10
10
12,5
12,5
69
69
69
69
69
69
69
69
69
13,8
13,8
13,8
13,8
69
69
69
10
10
2,5
5
12,5
12,5
2,5
6,25
12,5
12,5
2,5
6,25
0
0
0
0
0
0
69
69
0
0
0
69
69
0
0
0
69
67
69
69
69
69
67
13,8
13,2
69
13,8
13,8
69
13,2
2,5
2,5
2,5
2,8
2,5
2,8
5
1,5
5
1,5
5
1,5
3,75
3,75
3,75
69
69
69
13,8
13,8
4,16
10
12
10
12,5
16
10
12,5
16
10
69
69
69
14,5
13,2
13,2
5
6,4
6,4
5
7,4
7,4
5
9,4
9,4
CNEL CORPORACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
Demanda Máxima Subestación
Demanda de la Subestación, en la fecha y hora de Demanda Máxima Sistema de Distribución.
Voltaje
de Amp. Max. Amp.
Max. Amp.
Max. Factor
Subestación
Operación kV
Fase A
Fase B
Fase C
Potencia
Propicia
13,80
540,00
535,00
538,00
0,92
Movil
13,80
230
228
229
0,92
Propicia
69,00
Propicia
69,00
Santas Vainas
13,80
485,40
540,20
590,80
0,96
Santas Vainas
69,00
Las Palmas
13,80
305,00
304,00
306,00
0,93
Atacames
13,80
469,00
472,00
470,00
0,90
Atacames
13,80
112,00
109,00
110,00
0,93
Quinindé
13,80
145,00
144,00
147,00
0,93
Quinindé
69,00
WinceleAtacames 69,00
145,00
147,00
140,00
--
de kVAMaxi
mos
12851,47
5473,63
0,00
0,00
12878,56
0,00
7290,20
11242,05
2637,22
3473,80
0,00
3441,93
65
winceleQuininde
wincele
Rocafuerte
wincele
Agua
Potable
Muisne
Rocafuerte
Rocafuerte
Borbón
Borbón
Borbón
San Lorenzo
San Lorenzo
Nuevo Quinindé
Agua Potable SM
Petrocomercial
Refinería
Refinería
69,00
119,00
116,00
113,00
--
69,00
95,00
97,00
100,00
69,00
13,80
13,80
69,00
13,80
69,00
69,00
13,80
13,80
13,80
13,80
13,80
13,80
13,80
44,00
62,10
93,00
45,00
92,20
94,00
46,00
72,80
93,00
149,00
151,00
150,00
40,00
42,00
41,00
205,00
353,00
240,00
204,00
350,00
254,00
206,00
355,00
248,00
0,93
---0,92
0,92
0,89
41,00
41,00
45,00
47,00
42,00
42,00
0,90
0,91
--
2326,49
--
1075,60
1809,40
2230,88
0,00
3585,35
0,00
979,99
0,00
4899,97
8429,54
5911,84
0,00
1019,83
1035,77
0,93
0,92
Tabla 3.4. Demanda Máxima Coincidente periodo febrero 2012 •
2772,67
Demanda del sistema de CNEL Esmeraldas
SUBESTACION
F.P.
MAXIMA
MEDIA
MINIMA
KW
KVA
KW
KVA
KW
KVA
S/E Santas Vainas
11014
11472,92
9942
10356,25
7160
7458,33
Balao
1400
1458,33
940
979,17
860
895,83
1686
1756,25
1000
1041,67
700
729,17
Centro Olmedo
1576
1641,67
2200
2291,67
1900
1979,17
Centro Sucre
2500
2604,17
3202
3335,42
1500
1562,50
Sur Chico
3852
4012,50
2600
2708,33
2200
2291,67
S/E Las Palmas
7831
8420,43
5850
6290,32
4250
4569,89
Las Palmas
2459
2644,09
1800
1935,48
1300
1397,85
800
860,22
650
698,92
450
483,87
Malecon Centro
3658
3933,33
2500
2688,17
1700
1827,96
Gran AKI
914
982,80
900
967,74
800
860,22
S/E Propicia
17965
19527,43
14100
15326,09
11550
12554,35
Sur Grande
4814
5233,08
3800
4130,43
3200
3478,26
Aeropuerto
2711
2947,27
2400
2608,70
2000
2173,91
3198
3476,43
2750
2989,13
2200
2391,30
Pradera
4766
5180,43
3650
3967,39
3100
3369,57
Viche
2139
2325,00
1300
1413,04
900
978,26
OCP
336
365,22
200
217,39
150
163,04
Alimentador Norte
Puerto Libre
Tolita
0,96
0,93
0,92
66
S/E Atacames
12800
14222,22
8500
9444,44
6800
7555,56
Atacames Centro
2800
3111,11
2000
2222,22
1600
1777,78
3700
4111,11
2300
2555,56
1800
2000,00
Tonchigue
3500
3888,89
3000
3333,33
2500
2777,78
Almendros
2800
3111,11
1200
1333,33
900
1000,00
S/E Muisne
3346
3597,51
2240
2408,60
1900
2043,01
811
872,25
700
752,69
600
645,16
San Francisco
534
574,72
140
150,54
100
107,53
Chamanga (1 Fase)
2000
2150,54
1400
1505,38
1200
1290,32
S/E Quinindé
3697
3975,04
3000
3225,81
2400
2580,65
Quinindé Centro
1773
1906,33
1200
1290,32
800
860,22
112
120,95
100
107,53
100
107,53
Tonsupa
Muisne
0,9
0,93
Santo Domingo
0,93
Río Blanco
0,00
0,00
0,00
Petrocupa
1811
1947,76
1700
1827,96
1500
1612,90
S/E NUEVO QUININDÉ
7492
8055,70
6400
6881,72
5700
6129,03
4016
4318,06
3600
3870,97
3500
3763,44
Nuevo Quinindé
3476
3737,63
2800
3010,75
2200
2365,59
S/E Rocafuerte
2799
3042,14
2200
2391,30
1500
1630,43
650
706,52
500
543,48
400
434,78
Lagarto
900
978,26
900
978,26
600
652,17
Achilube
1249
1357,36
800
869,57
500
543,48
S/E San Lorenzo
4937
5366,30
3650
3967,39
3130
3402,17
3228
3508,70
710,30
772,06
618
671,36
Calderon
1071
1164,13
800
869,57
650
706,52
Mataje
638
693,48
550
597,83
480
521,74
S/E Borbón
3475
3777,48
2650
2880,43
1850
2010,87
Limones
1200
1304,35
1000
1086,96
700
760,87
1799
1955,43
1200
1304,35
800
869,57
476
517,70
450
489,13
350
380,43
Golondrinas
Rocafuerte
San Lorenzo
Borbón 1
0,93
0,92
0,92
0,92
Borbón 2
La Y
0,00
Subestación Refinería
Subestación Petrocomercial
0,91
0,9
0,00
0,00
3000
3296,70
2500
2747,25
2000
2197,80
2500
2777,78
2500
2777,78
2500
2777,78
•
Base de 100 MVA
•
Programa de cálculo de flujos de carga y cortocircuitos Digsilentpowerfactory
13.1
67
Una vez ingresados todos los datos al programa, los resultados obtenidos se resumen
en lo siguiente:
Tabla 3.5. Resultados de máxima corriente Corto Circuito Barra 13.8kV La Propicia
Nombre nodo
Fase
kVLN
Falla
Trifásica
(Amps)
Falla
Falla
Monofásica
Monofásica
a tierra Máx
(Amps)
(Amps)
Falla
Bifásica a
tierra
(Amps)
BARRA_69KV
ABC
39,8
6588
5705
3656
5930
SE_A_POTABLE
ABC
39,8
6273
5432
3502
5634
QUININDE
ABC
39,8
4517
3912
2606
4046
SE_NUEVO_QUININDE
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_ROCAFUERTE
ABC
8,0
681
590
682
681
SE_BORBON
ABC
39,8
6339
5490
3534
5702
SE_BORBON
ABC
8,0
2903
2514
2912
2908
SE_SAN_LORENZO
ABC
8,0
2896
2508
2907
2903
SE_ATACAMES
ABC
8,0
681
590
682
681
SE_TONCHIGUE
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_MUISNE
ABC
8,0
2903
2514
2912
2909
SE_VAINAS
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_LAS_PALMAS
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_LA_PROPICIA69
ABC
39,8
3214
2555
1570
2771
SE_LA_PROPICIA13.8
ABC
8,0
829
718
1237
1417
SE_TONSUPA
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_LA_PRADERA
ABC
8,0
681
590
682
682
SE_PETROCOMERCIAL ABC
8,0
2903
2514
2912
2909
En consecuencia la máxima corriente de falla para la subestación La Propicia es de
3.2kA amperios en el lado de 69 KV. Para el cálculo de la malla de tierra se
considerará un factor de seguridad de 1.2; es decir, que la corriente de falla para la
malla de tierra será:
If = Iccx 1.2
If = 3.856A
(3.1)
3.4.- DISEÑO DE LA MALLA A TIERRA
A continuación se presenta una descripción de los criterios de diseño de sistemas de
puesta a tierra (SPT) con el algoritmo propuesto en IEEE 80 “GUIDE FOR SAFETY IN
A.C SUBSTATION GROUNDING-2000”.
Un sistema de puesta a tierra debe instalarse para limitar los gradientes de potencial
de tierra a niveles de tensión y corriente que no pongan en peligro la seguridad de las
personas y de los equipos bajo condiciones normales y de falla.
68
3.4.1.- PARÁMETROS CRÍTICOS
Los siguientes parámetros, que dependen del sitio de la subestación, tienen un
sustancial impacto en el diseño de la malla de puesta a tierra:
3.4.1.1 CORRIENTE MÁXIMA A DISIPAR POR LA MALLA
El valor máximo de diseño de la corriente de falla a tierra que fluye a través de la malla
de la subestación hasta la tierra circundante está dado por:
_~ _a ? †a ? `a ? q
(3.2)
Dónde:
I‡ = 3Iˆ : Corriente simétrica de falla a tierra en A.
Df : Factor de decremento para tener en cuenta la componente DC.
Sf: Factor de división de corriente.
Cp : Factor de crecimiento futuro de la subestación, considera el incremento futuro de
la corriente de falla.
3.4.1.2 CORRIENTE SIMÉTRICA DE FALLA A TIERRA
Por razones prácticas, se recomienda hallar los siguientes tipos de falla:
•
Falla línea – línea – tierra, ignorando la resistencia de la falla y la
resistencia de puesta a tierra de la subestación:
+_a-Š‹Š‹K 3_Œ •
3 #e
eY +eˆ / e - / eˆ e
(3.2)
Falla línea – tierra, ignorando la resistencia de la falla y la resistencia de
puesta a tierra de la subestación:
+_a-Š‹K 3_Œ 3#
eY / e / eˆ
Donde:
Io : Valor RMS de secuencia cero de la corriente simétrica de falla en A.
E: Tensión fase – neutro RMS en V.
ZY : Impedancia equivalente de secuencia (+) del sistema en el punto de falla.
Z : Impedancia equivalente de secuencia (-) del sistema en el punto de falla.
Zˆ : Impedancia equivalente de secuencia (0) del sistema en el punto de falla.
(3.3)
En una ubicación dada, una falla simple línea-tierra será la peor si ZY .Zˆ > (Z )2 en el
punto de la falla y una falla línea-línea-tierra será la peor si ZY .Zˆ < (Z )2, es común que
en un sistema dado ZY = Z .
3.4.1.3 FACTOR DE DECREMENTO
En el diseño de la malla a tierra, se debe considerar la corriente asimétrica de falla, la
cual resulta de multiplicar la corriente simétrica de falla por el factor de decremento,
que a su vez está dado por:
†a Ž1 /
5’“

‘1 , ' ”• –
"a
(3.4)
Donde:
tf: Duración de la falla en s.
Ta: Constante de tiempo de la componente DC.
 $
$
1
?
˜O O 2™a
(3.5)
X, R: Componentes de la impedancia subtransitoria de falla que se usan para
determinar la relación X/R.
3.4.1.4 FACTOR DE CRECIMIENTO
Si la malla de puesta a tierra se construye teniendo en cuenta la capacidad total de la
subestación, y no se consideran aumentos futuros de carga ni de alimentadores,
CP = 1.
3.4.2.- DURACIÓN DE LA FALLA Y DURACIÓN DEL CHOQUE
La duración de la falla y la duración del choque normalmente se asumen iguales, a
menos que la duración de la falla sea la suma de choques sucesivos, como los
producidos por los re-cierres automáticos de los reclosers. La selección de tf puede
reflejar tiempos de despeje rápidos de la subestación de transmisión y tiempos de
despeje lentos para subestaciones de distribución e industriales. La selección de tf y ts
puede resultar en la combinación más pesimista de factores de decremento de
corrientes de falla y corrientes permitidas por el cuerpo humano. Valores típicos para tf
y tS están en el rango de 0.25 s a 1 s.
69
70
3.4.3.- GEOMETRÍA DE LA MALLA
Las limitaciones de los parámetros físicos de una malla de puesta a tierra están
basadas en las restricciones físicas y económicas de la misma. Es poco práctico
instalar una placa de cobre como sistema de puesta a tierra.
•
Los espaciamientos típicos entre conductores (D) están en el rango: 15m > D >
3m
•
Las profundidades típicas (h) están en el rango: 1.5m > h ≥ 0.5 m
•
Los calibres típicos de conductores (ACM) están en el rango: 500 MCM >
ACM≥ 2/0 AWG
•
El diámetro del conductor de la malla tiene un efecto despreciable sobre la
tensión de malla.
•
El área del sistema de puesta a tierra (A) es el factor más importante en la
determinación de la resistencia de malla (Rg). Entre mayor sea A, menor será
Rg y por lo tanto, es menor la elevación del potencial de tierra (GPR).
3.4.4.- RESISTIVIDAD DE LA CAPA SUPERFICIAL
Una capa de alta resistividad sobre la superficie ayuda a limitar la corriente que
pasaría por el cuerpo humano, ya que esta capa agrega una resistencia a la
resistencia promedio del cuerpo. Una capa superficial con un espesor (hS) entre
0.15m ≥ hS ≥ 0.1m de un material de alta resistividad como la grava o la roca
volcánica triturada, colocada sobre la superficie más arriba de la malla, incrementa la
resistencia de contacto entre el suelo y los pies de las personas en la subestación y la
corriente por el cuerpo bajará considerablemente. La reducción depende de los
valores relativos de las resistividades del suelo en contacto con la malla, y del espesor
y material de la capa superficial.
La capa superficial también es útil para retardar la evaporación de la humedad, y así
limitar el secado de las capas superiores durante los períodos de verano. Esta capa
tiene una resistividad del orden de 5000 Ω-m >ρS> 2000 Ω-m. Una capa con un
espesor entre 0.1m y 0.15m, disminuye el factor de riesgo (relación entre la corriente
del cuerpo y la corriente de cortocircuito) a una relación 10:1 comparado con la
humedad natural de la tierra.
Se introduce aquí el factor de disminución de la capa superficial (CS), que puede ser
considerado como un factor de corrección para calcular la resistencia efectiva del pie
de una persona en presencia de un material superficial de espesor finito. La norma
71
expone un procedimiento matemático y presenta unas gráficas para encontrar el valor
de CS; sin embargo, también presenta una expresión empírica para el valor de CS,
Este valor está dentro del 5% de los valores obtenidos con un método más analítico.
& 1 ,
0.09 21 , š :
š
›
2œ / 0.09
(3.6)
Donde:
Cs : Factor de disminución de la capa superficial.
ρ: Resistividad del terreno (Ω-m).
ρz : Resistividad de la capa superficial (Ω-m).
hz : Espesor de la capa superficial.
La norma también define el factor de reflexión entre las resistividades de materiales
diferentes como:
„
Ÿ , Ÿ
Ÿ / Ÿ
(3.7)
3.4.5.- RESISTIVIDAD DEL TERRENO
La resistencia de la malla y los gradientes de tensión dentro de una subestación están
directamente relacionados con la resistividad del terreno, lo cual variará horizontal y
verticalmente. Se deben reunir suficientes datos relacionados con el patio de la
subestación, con base en mediciones directas de resistividad empleando un
telurómetro. La resistividad del terreno es directamente afectada por la humedad, la
temperatura ambiente y el contenido de químicos.
3.4.6.- INVESTIGACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL SUELO
Las investigaciones sobre resistividad del terreno de una subestación son esenciales
para determinar la composición general del suelo y el grado de homogeneidad. Las
pruebas de las muestras de excavaciones, perforaciones y otras investigaciones
geológicas, proporcionan información útil sobre la presencia de varias capas y la
naturaleza del suelo, y dan una idea sobre el rango de resistividad del terreno del sitio.
La Tabla 3.6 muestra el rango de resistividades de suelos típicos.
72
Tabla 3.6. Rango de Resistividad del suelo
Tipo de Suelo
Lama
Humus
Limo
Arcillas
Tierra de jardín
Caliza compacta
Granito
Arena común
Basalto
Rango de
Resistividad (Ω-m)
5 - 100
10 - 150
20 - 100
80 - 330
140 - 480
1000 - 5000
1500 – 10000
3000 - 9000
10000 - 20000
3.4.7.- MEDIDAS DE RESISTIVIDAD
Los estimativos basados en la clasificación del suelo ofrecen sólo una aproximación de
la resistividad; por tanto, las pruebas reales son imperativas. Éstas deben hacerse en
muchos lugares dentro del área de la subestación. Rara vez se encuentran sitios de la
subestación donde la resistividad sea uniforme en toda el área completa y a
profundidades considerables. Típicamente existen varias capas y cada una tiene una
resistividad diferente. Con frecuencia ocurren cambios laterales, y en comparación con
los verticales esos cambios son más grandes. Las pruebas de resistividad del suelo
deben hacerse para determinar si existen variaciones importantes de la resistividad
con la profundidad.
El número de medidas tomadas debe ser más grande donde las variaciones son
mayores, especialmente si algunas lecturas son tan altas como para sugerir un posible
problema de seguridad. Si la resistividad varía apreciablemente con la profundidad, es
deseable usar un rango incrementado de espaciamientos de prueba para obtener un
estimativo de la resistividad de capas más profundas.
El método de Wenner o de los cuatro electrodos, mostrado en la Figura 3, es la técnica
más comúnmente usada.
Figura 3.1. Método de los cuatro electrodos o de Wenner 73
Los cuatro electrodos son clavados en la tierra en línea recta a una profundidad “b”,
separados a una distancia “a”. La tensión entre los dos terminales interiores (o de
potencial) es luego medido y dividido por la corriente entre los dos terminales
exteriores (o de corriente) para dar el valor de la resistencia R, que aparece indicada
en el telurómetro. Luego se aplica la siguiente fórmula:
Ÿt 1 / √t5
4™O
t
¡¢ 5
, √t5
t
¢5
(3.8)
Donde:
ρ{ : Resistividad aparente del suelo (Ω-m).
R: Resistencia medida en Ω.
a: Distancia entre electrodos adyacentes en m.
b: Profundidad de los electrodos en m.
si b << a, como es el caso más común:
Ÿt 2™O
(3.9)
Las ecuaciones anteriores se pueden usar para determinar la resistividad aparente ρa
a una profundidad a.
3.4.8.- CRITERIO DE TENSIONES DE PASO Y DE TOQUE TOLERABLES
La seguridad de una persona depende de la prevención de cantidades críticas de
energía de choque absorbidas por el cuerpo humano, antes de que la falla sea
despejada y el sistema desenergizado. Los voltajes máximos tolerables por un cuerpo
humano de 50 kg. de peso corporal, durante un circuito accidental no debe exceder los
siguientes límites:
0.016
Voltaje de paso límite tolerable por un cuerpo de 50 kg. de peso corporal:
#q¤ˆ +1000 / 6&Ÿ -
g"
(3.10)
Voltaje de toque límite tolerable por un cuerpo de 50 kg. de peso corporal:
#"¤ˆ +1000 / 1.5 &Ÿ -
0.116
g"
(3.11)
74
Donde:
Resistencia promedio del cuerpo humano:
O¥ 1000Ω
0.116
(3.12)
Corriente tolerable en función del tiempo por el cuerpo (A):
Is t z : Duración del choque (s)
gt z
(3.13)
Resistencia a tierra de los 2 pies separados 1m en serie sobre la capa superficial:
6Cz ρz 2R ‡
O§
2
(3.14)
Resistencia a tierra de los 2 pies juntos en serie sobre la capa superficial:
1.5 Ÿ (3.15)
Resistencia a tierra de un disco metálico de radio b (b = 0.08 m) sobre la superficie de
Ÿ
4h
una malla homogénea de resistividad ρ:
O¥ (3.16)
Cz : Factor de disminución de la capa superficial calculada con la ecuación (5).
ρz : Resistividad del material de la capa superficial en Ω-m.
Las tensiones de paso y de toque reales deben ser menores que los respectivos
límites máximos permisibles (o tolerables) para obtener seguridad.
3.4.9.- EVALUACIÓN DE LA RESISTENCIA DE LA PUESTA A TIERRA
Un buen sistema de puesta a tierra proporciona una resistencia baja a una tierra
remota, con el fin de minimizar la elevación del potencial de tierra GPR, dada por:
¨!O _~ ? O~
(3.17)
3.4.9.1 REQUERIMIENTOS
La principal función de las puestas a tierra es garantizar la seguridad de las personas.
Esta es una consideración muy importante durante el diseño y obliga a que se fije una
resistencia objetivo. Por lo tanto, los valores recomendados en la Tabla 5 surgen de la
experiencia, sin que necesariamente obedezcan a una norma específica.
75
Tabla 3.7. Valores máximos de resistencia de puesta a tierra
Utilizada para
Valor máximo de
resistencia de
puesta a tierra Ω
Estructuras de líneas de transmisión
Subestaciones de alto y extra alto voltaje V≥115kV
Subestaciones de medio voltaje de uso exterior en poste
Subestaciones de medio voltaje de uso interior
Protección contra rayos
Neutro de acometida en baja tensión
Descargas electrostáticas
Equipos electrónicos sensibles
20
1
10
10
4
25
25
5
3.4.9.2 CÁLCULOS SIMPLIFICADOS
La resistencia de una malla de puesta a tierra fue formulada segúnSverak como:
«
1
1
1
®1 /
±³́
O~ Ÿ ª /
ˆ ³
ª¬K √20J
1 / œL ¯
©
­
°²
(3.18)
Donde:
LT : Longitud total de conductores enterrados en m.
ρ: Resistividad del terreno Ω-m.
A: Área ocupada por la malla de tierra m2.
h: Profundidad de la malla en m.
Para mallas sin varillas de tierra, esta fórmula ha sido probada y da resultados que son
prácticamente idénticos a los obtenidos con la fórmula de Schwarz.
3.4.9.3 ECUACIONES DE SCHWARZ PARA SUELO HOMOGÉNEO
El conjunto de ecuaciones para determinar la resistencia de un sistema de puesta a
tierra en un suelo homogéneo que consta de una malla horizontal con electrodos
verticales (varillas), emplea la siguiente ecuación para cambiar la resistencia de la
malla, varillas y la resistencia mutua, para calcular la resistencia de puesta a tierra Rg:
O~ OY O , Os
OY / O , 2Os
Donde:
RY : Resistencia de tierra de los conductores de la malla en Ω.
R : Resistencia de tierra de todas las varillas de tierra en Ω.
(3.19)
R k : Resistencia mutua entre el grupo de conductores de la malla R1 y el grupo de
varillas de tierra R2, en Ω.
La resistencia de tierra de la malla está dada por:
OY Ÿ
2¦
„Y ¬¶
·_( 0
1,
, „ ¸
™¬¶
√J
g%¶ œ
„Y ,0.05
„Y 0.1
¬u
/ 1.2
¬¹
¬u
/ 4.68
¬¹
(3.20)
(3.21)
(3.22)
Donde:
ρ : Resistividad del terreno Ω-m.
Lº : Longitud total de todos los conductores de la malla en m.
h : Profundidad de los conductores de la malla en m.
dº : Diámetro del conductor de la malla en m.
A : Área cubierta por los conductores de la malla de tierra m2.
L», L¼ : Largo, ancho de la malla en m.
Ÿ
8¬w
2„Y ¬w
½_( ‘
–,1/
, ;g(w , 1< ¾
2™(w ¬w
%w
√J
La resistencia de las varillas de tierra está dada por:
O (3.23)
Donde:
np : Número de varillas de tierra.
Lp : Longitud de cada varilla en m.
dº : Diámetro de la varilla en m.
La resistencia de tierra mutua entre la malla y las varillas está dada por:
Os Ÿ
2¦
„Y ¬¶
½_( ‘
–/
, „ / 1¾
™¬¶
¬w
√J
(3.24)
La resistencia combinada de R1 y R2 será menor que la resistencia a tierra,
analizando ambos componentes por sí solos; pero será más alta que la de la
combinación en paralelo (Rm< R1, Rm< R2, Rg>Rm).
76
77
3.4.9.4 CÁLCULO DE LA TENSIÓN MÁXIMA DE LA MALLA
Ÿ_N „s „x
¬s
El valor de la tensión real de la malla se obtiene mediante la expresión:
#s (3.25)
Donde:
K k : Valor geométrico de espaciamiento de la malla, calculado así:
„s +† / 2œ-
1
†
œ
„xx
8
·_( 0
/
,
1/
_( ‘
–¸
2™
16œ%¶
8†%¶
4%¶
rÀ
™+2( , 1-
(3.26)
Para mallas con varillas de tierra a lo largo del perímetro, o para mallas con varias
varillas de tierra en las esquinas, así como para ambas, Kii = 1; donde Kii es un factor
de corrección que ajusta los efectos de los conductores sobre la esquina de la malla.
K h es un factor de corrección que tiene en cuenta los efectos de la profundidad de la
malla, dado por:
„À Ž1 /
œ
ÁŒ(œˆ 1Â
œˆ
(3.27)
n: representa el número de conductores paralelos de una malla rectangular
equivalente, y está dado por:
( (t (¢ (¶ (Ä
(3.28)

¬u ¬¹ ÉÊ ÉË
2¦
†s
(t , (¢ Ž
, (¶ ½
¾
, (Ä ¬Å
J
4√J
g¬u / ¬¹
Æ.ÇÈ
Para mallas cuadradas: n = na ya que nb = nC = nd = 1
Para mallas rectangulares: n = na. nb ya que nC = nd = 1
Para mallas en forma de L: n = na .nb . nC ya que nd = 1
Donde:
Lº : Longitud total de los conductores de la malla horizontal en m.
LÌ : Longitud del perímetro de la malla en m.
L» : Longitud máxima de la malla en la dirección X, en m.
L¼ : Longitud máxima de la malla en la dirección Y, en m.
Dk : Distancia máxima entre dos puntos cualesquiera de la malla, en m.
(3.29)
78
Ki es el factor de irregularidad y se define como:
„x 0.644 / 0.148(
3.4.10.-
(3.30)
CÁLCULO DE LA TENSIÓN REAL DE PASO EP
Ÿ_N „ „x
¬
El valor de tensión real de paso se calcula mediante:
#Å (3.31)
Para mallas con o sin varillas de tierra, la longitud efectiva del conductor enterrado LS
es:
¬ 0.75¬¶ / 0.85¬ƒ
(3.32)
Se asume que el EP máximo ocurre sobre una distancia de 1m hacia fuera del
conductor perimetral en el ángulo que bisecta la esquina más extrema de la malla.
El valor de K z se calcula si:
„ 1 1
1
1
½ /
/ +1 , 0. .5y‹ -¾
™ 2œ † / œ †
(3.33)
Esta ecuación es válida para profundidades de enterramiento de 0.25m < h < 2.5m.
3.4.11.-
REFINAMIENTO DEL DISEÑO PRELIMINAR
Si los cálculos basados en el diseño preliminar (Figura 3.0) indican que pueden existir
diferencias de potencial peligrosas dentro de la subestación, se deben estudiar
diferentes alternativas de selección y aplicarlas donde sea adecuado.
Figura 3.2. Diseño preliminar de la malla.
¬¶ Z¬u / I¬¹ ; J ¬u ¬¹
Donde:
N → Número de conductores de longitud LX.
(3.34)
79
M → Número de conductores de longitud Ly.
Posibles alternativas de solución:
1. Disminuir la resistencia total de la malla
Al disminuir Rg se disminuye el GPR y por lo tanto el voltaje máximo transferido. Esto
se puede lograr aumentando el área total de la malla (A), enterrando varillas de puesta
a tierra, que penetren en capas de más baja resistividad.
2. Disminuir o ajustar los espaciamientos de los conductores de la malla (D)
Además de disminuir el espaciamiento D (lo cual aumenta la cantidad de conductor a
enterrar) también se puede pensar en extender el conductor de la malla por fuera de la
cerca, incrementar la cantidad de varillas perimetrales, enterrar dos o más conductores
paralelos a lo largo del perímetro, aumentar la profundidad de la malla y disminuir el
espaciamiento cerca al perímetro de la malla.
3. Derivar una porción más grande de la corriente de falla hacia otras
trayectorias
Esto se puede lograr disminuyendo la resistencia de puesta a tierra de las torres
vecinas a la subestación. Esto también significa trasladar el problema a las torres de
transmisión y distribución, donde no hay control de acceso.
4. Limitando la corriente total de falla
5. Colocando barreras para limitar el acceso a algunas áreas
6. Instalando mallas equipotenciales
Hacerlo debajo de la capa de roca triturada y en los sitios donde las cuadrillas se
ubican con más frecuencia. Las mallas equipotenciales se conectan a la malla
principal y a la estructura metálica del equipo que está justo encima de ella
(seccionadores, interruptores, etc). Las mallas equipotenciales se pueden construir en
cable de cobre N° 6 AWG con espaciamientos de 0.6m.
3.4.12.-
CONEXIONES A LA MALLA
Se deben emplear conductores con la capacidad adecuada de corriente y resistencia
mecánica suficiente para la conexión entre:
Todos los electrodos de tierra, como mallas de puesta a tierra, varillas, pozos de tierra
o donde se apliquen partes metálicas, tubos de agua o de gas, cajas para pozos de
agua, etc.
Todas las partes conductivas que pueden accidentalmente llegar a energizarse, como
estructuras metálicas, armazones de máquinas, alojamientos a cabinas metálicas de
80
equipos de interrupción convencionales o aislados a gas, tanques de transformadores,
cables de guarda, etc. Igualmente, partes metálicas que pueden llegar a tener
diferencias relativas de potencial con otras partes metálicas y que deben tener enlaces
con la malla de tierra.
Todas las fuentes de corriente, como pararrayos, bancos de capacitores o capacitores
de acople, transformadores y, donde sea adecuado, los neutros de las máquinas y
circuitos de potencia.
Debe conectarse a la malla el acero de refuerzo de las obras civiles, rieles para
movilización de transformadores, tuberías de agua potable y bandejas portacables.
Las ventanas, puertas, pasamanos, tableros, etc, del edificio de control también deben
conectarse a tierra, lo mismo que las instalaciones de baja tensión. Cables o correas
de cobre se emplean usualmente para las conexiones a tierra. Algunas veces los
tanques de transformadores son usados como parte de la trayectoria de tierra de los
pararrayos. Así mismo, la mayor parte de las estructuras de acero y de aluminio
también se usa como parte de la trayectoria a tierra, si se establece que su
conductancia -incluidas las de las conexiones- es la adecuada.
Se deben también aterrizar las manijas de los seccionadores mediante una malla de
seguridad bajo la capa de roca triturada, justo debajo de la manija y enlazada con la
estructura metálica. También se acostumbra colocar a tierra las mallas perimetrales y
la puerta de acceso mediante enlaces flexibles conectados a la cerca.
Las pantallas y forros metálicos del cableado de control se deben aterrizar en un sólo
punto al igual que las bandejas y escalerillas portacables.
3.4.13.-
CÁLCULO DE LA MALLA A TIERRA
Los parámetros fundamentales para el diseño de la malla de tierra comprenden puntos
importantes:
•
Máxima corriente de falla obtenida en las condiciones más críticas de
operación.
•
La resistividad del terreno medida en ohmios por metro.
•
La resistividad superficial considerando el llenado de ripio de toda el área de la
subestación, en un espesor de 10cm.
81
Se utiliza el método aprobado por la IEEE 80 “GUIDE FOR SAFETY IN A.C
SUBSTATION GROUNDING”, 2000 autorizado y congruente además con la norma
“NOM-001-SEDE-1999”.
3.4.13.1 CONSIDERACIONES Y ABREVIATURAS
Tabla 3.8. Datos para el cálculo de Malla a tierra
Resistencia del terreno ( * )
R=
3,30
ohm
Separación entre electrodos adyacentes ( ** )
a=
6,00
m
Profundidad de electrodos ( ** )
b=
0,30
m
Resistividad del terreno
Þ=
124.41
ohm/m
Resistividad superficial
Þs=
4657,50
ohm/m
Corrientes de fallas monofásicas
Ig=
25102
Tiempo de duración de la falla
Ts=
0,50
Relación x/r en el bus de acometida
X/R=
20,00
Factor de decremento
Df=
1,051
Factor de proyección
Cp=
1,00
Corriente máxima de malla
IG=
3856
Temperatura máxima en los conectores
Tm=
450,00
Factor para calcular cmils/amp.
Factor=
6,60
Área requerida del conductor (cmils)
Ar=
25449,6
Cmils
Área del conductor a usar (cmils)
Ac=
211600
Cmils
Calibre del conductor a usar en la red
Cc=
4/0
AWG
Diámetro del conductor en la red
d=
0,01168
Factor de reflexión
K=
-0,9480
Espesor de la capa superficial
hs=
0,1000
factor de reducción
Cs=
0,5435
Potencial de paso tolerable
Ep=
2656
V
Potencial de contacto tolerable
Ec=
786,98
V
n° de conductores en paralelo
Na=
7,00
n° de conductores transversales
Nb=
6,00
n° de varillas de la red
Nv=
24,00
Longitud de los paralelos de la red
La=
25
m
Longitud de los transversales de la red
Lb=
36
m
Longitud de las varillas de tierras
Lv=
3,05
m
Espaciamiento entre cond. paralelos
D=
6.00
m
Profundidad de la red
h=
0.60
m
Área cubierta por la malla
A=
900,00
m²
Longitud total de cond. de la malla
Lc=
391,00
m
Longitud total de varillas de tierra
Lr=
73,15
m
Longitud total de malla de tierra
L=
475,12
m
n° de cond. paralelos p/calculo de es
Ns=
7,00
m
Factor geométrico para pot. de paso
Ks=
0,3629
A
seg
A
°C
m
m
82
Factor de corrección p/geom. de red
Kis=
1,86
Potencial de paso en la malla
Es=
681
n° de cond. paralelos p/calculo de em
Nm=
6,48
Profundidad de referencia de la malla
ho=
1,00
Factor de corrección (efecto de h)
Kh=
1,26
Factor de corrección (efecto cond. malla)
Kii=
1,0000
Factor de corrección p/geometría de red
Kim=
1,7706
Factor geométrico para em
Km=
0,7702
Potencial de contacto en la malla
Em=
778
Resistencia total del sistema de tierra
Rg=
5.0768
V
m
V
ohm
3.4.13.2 CÁLCULOS
De la ecuación 65 de IEEE std. 80-2000 o tabla del libro Sistemas de Tierras;
†a Ž1 /
5’“

‘1 , ' ”• –
"a
†a 1,051
Como no se prevé incremento futuro en la corriente de falla:
q 1,00
_¨ +q ? †a ? _~_¨ 3856 J
Corriente máxima de malla:
Selección del Conductor: de la tabla 2 de IEEE std. 80-1986 y considerando
conectores soldables de Bronce donde Tm=450 C y Ts=0,50 seg., el factor para
calcular los Cmil/Amp.
ΐÁ"ŒÏ 6,60
Área requerida del conductor en Cmils:
JÏ _¨ ? ΐÁ"ŒÏ
JÏ 25449,60 ÂÐÑ&
Para soportar los esfuerzos mecánicos que pudieran presentarse, se empleara calibre
No. 4/0 AWG, Ac=211,60KCM, d=0,01168m.
Ò Þ , ÞÔ / Þ / ÞÔ „ ,0,9480
Cálculo del factor de reflexión K:
El espesor de la capa superficial será de hs=0,10m.
83
Con ayuda del factor de reflexión y el espesor de la capa superficial aplicado la
formula No.23 del IEEE std. 80-2000, se obtiene:
Ö
& 1 / 0,961 / 2 Õ „ y × 1 / 2( ? œ& × 0,08
Y
& 0,5435
Cálculo de potenciales Tolerables:
Potencial de Paso tolerable Ep:
#q 1000 / 6 ? & ? ÞÔ ? Ø0,116 × +&-Y/ Ù
#q 2655,79 Potencial de contacto tolerable Ec:
#Á 1000 / 1,5 ? & ? ÞÔ ? Ø0,116 × +&-Y/ Ù
#Á 786,98 Disposición de los conductores en la red, se consideran:
Na
Nb
Nv
La
Lb
Lv
D
7
6
24
25
36
3,05
6,00
En este caso la profundidad de la malla será h=60
J +¬ ? ¬h-Â
J 900Â
¬Á +Z ? ¬- / +Zh ? ¬h¬Á 391 Â
¬Ï +ZÚ ? ¬Ú-Â
¬Ï 73,15Â
¬ ¬Á / +1,15 ? ¬Ï-Â
¬ 475,12Â
No. de conductores paralelos que se consideran para el cálculo del potencial de paso
en la malla Ns:
Z& ÛÐŒ %' Z Œ Zh
Z& 7,00
Cálculo de Ks para potencial de paso:
„& 1 × ™ ? Ø+1 × 2œ- / ;1 × +† / œ-< / ;+1 × †- ? 1 , 0,50<Ù
„& 0,3629
ܝ‹
84
„Ð& 0,656 / +0,172 ? 5,00-
„Ð& 1,86
Cálculo de Kis:
Potencial de paso en la malla Es:
#& Þ ? „& ? „Ð& ? _¨ × ¬
#& 681,45
No. de conductores paralelos que se consideran para el cálculo del potencial de
contacto en la malla Nm:
Z +Z ? Zh-Y/
ZÂ 6,48
La profundidad de referencia de la malla se considera ho=0,60m
Cálculo de Kh:
„œ 1 / +œ / œŒ-Y/
„œ 1,26
Como nuestra malla cuenta con electrodos en las esquinas Kii=1
Cálculo de Kim:
„Р0,656 / +0,172 ? ZÂ-
„Р1,7706
Cálculo de Km:
„Â 1 × 2™
? ÝÞ+† × 16œ ? %- / +† / 2œ- × 8† ? % , +œ × 4%-ß
/ à+„ÐÐ / „œ- ? _( 28 × ;™ ? 2 ? +Z , 1-<:áâ
„Â 0,7702
# +Þ ? „Â ? „ÐÐ ? _¨- × +¬# 778
Potencial de contacto de la Malla Em:
Comparación de potenciales tolerables por el cuerpo y los de malla:
#Â ã #Á +3.36#& ã #q +3.37-
Resumen de potenciales tolerables:
Ep(Potencial de paso tolerable)
Es(Potencial de paso en la malla)
Ec(Potencial de contacto tolerable)
Em(Potencial de contacto en la malla)
2.655,79 V
681,45 V
786,98 V
777,64 V
85
Cálculo de la red de puesta a tierra física convencional para un sistema eléctrico
9/12MVA, 13,8kV:
Tabla 3.9. Variables para el cálculo de la resistencia a tierra
R=
RESISTENCIA DE LA MALLA A TIERRA EN OHMS.
ρ=
RESISTENCIA ESPECIFICA DEL TERRENO EN OHMS/METRO.
r=
RADIO EN METROS DE UNA AREA CIRCULAR EQUIVALENTE A
LA MISMA OCUPADA POR LA MALLA REAL DE TIERRA. (AREA
DE COBERTURA DE LA MALLA DE PUESTA A TIERRA)
L=
LONGITUD TOTAL DE LOS CONDUCTORES Y VARILLAS
ENTERRADOS.
O
Ÿ
Ÿ
/
4™ ¬
(3.35)
Cálculo:
-
Área total de estudio = 900Â
-
Circunferencia con un área idéntica a la de la malla en estudio:
g+área total × π- 16,93m
Se calcula la longitud del conductor y varillas enterradas:
Número de varillas enterradas 24 ? 3,05 ? 1,15 84,12m
Número de conductores paralelos 7 ? 25 175m
Número de conductores transversales 6 ? 36 216m
Longitud total de conductores 84,12 / 175 / 216 475,12m
Se sustituye los valores en la fórmula (3.38):
R 2,1Ω
3.4.13.3 RESULTADO
A esta malla de puesta a tierra estarán interconectados los neutros del generador y
transformador de elevación.
Los conductores de tierra llevarán las corrientes de falla a tierra de las diferentes
partes de la planta por lo menos durante ½ segundo sin ocasionar desperfectos en los
conductores.
Los conductores para este sistema principal de tierra serán de cobre electrolítico
estañado 4/0 AWG para pletinas o conductor cableado y las conexiones desde y en la
misma malla se realizarán por medio de conectores y soldaduras tipo cadweld.
86
La malla tendrá 7 conductores paralelos de 36m de longitud y 6 conductores
transversales de 25m de longitud con 24 varilla de puesta a tierra serán de 8 pies de
longitud y diámetro de 5/8 de pulgada.
El diagrama de la malla con sus dimensiones y ubicación se presenta en el Anexo 3.
3.5.- ANALISIS DE FALLAS EN TRANSFORMADORES DE
POTENCIA ELEVADORES PARA GENERACIÓN
3.5.1.- FALLAS EN EL TRANSFORMADOR
Se debe analizar las fallas o defectos que se pueden encontrar en el aislamiento de
los transformadores debido a:
•
Elevación de temperatura a límites superiores de los admisibles en los
devanados del transformador.
•
Sobretensiones de origen atmosférico, por maniobras de interruptores en
algunos casos.
•
Las sobrecargas permanentes o temporales pero que se presentan con
frecuencia y que son tolerables en condiciones de operación más o menos
normales conducen a un envejecimiento prematuro de los aislamientos de los
devanados que finalmente se pueden manifestar como una falla de corto
circuito entre espiras de una misma fase o entre fases.
Fallas en los devanados que pueden causar daño en forma inmediata:
•
Fallas entre las espiras adyacentes de un mismo devanado (alto o bajo voltaje)
o bien fallas de fase a fase en la parte exterior o en los devanados mismos, o
bien, corto circuito entre espiras de alto voltaje o bajo voltaje.
•
Fallas a tierra o a través de todo el devanado o bien, fallas a tierra en los
terminales externas de alto o bajo voltaje.
Estas fallas se detectan por un desbalance en las corrientes o en los voltajes y su
inicio tiene orígenes diversos; por ejemplo, una falla entre espiras se puede originar
con un punto de contacto resultante de las fuerzas mecánicas o del deterioro del
aislamiento debido a sobrecargas excesivas, perdida de alguna conexión o bien,
ruptura dieléctrica del aislamiento del transformador debido a algún impulso de voltaje.
Las fallas a tierra a través de grandes porciones del devanado pueden originar valores
considerables de corrientes de falla a tierra y por consiguiente producir grandes
cantidades de gas debidas a la descompensación del aceite, por lo que no es difícil
87
detectar estas fallas; sin embargo se requiere eliminarlas rápidamente con el objeto de
evitar daños.
3.5.2.- FALLAS EN ELEMENTOS AUXILIARES
Además en los transformadores de potencia de gran capacidad los elementos
considerados como auxiliares son numerosos y en algunas ocasiones una falla en
estos elementos se puede manifestar o traducir en una falla del transformador, por lo
que es importante prevenir las fallas en estos equipos con el propósito de evitar fallas
mayores como por ejemplo los corto circuitos entre espiras de una misma fase o entre
devanados de alto y bajo voltaje o bien entre devanados de dos fases distintas.
Se considera como equipo auxiliar a:
•
Aceite para el transformador
Un nivel bajo de aceite en los transformadores resulta peligroso debido a que partes
vivas como son conductores conectados a las boquillas o conductores de las bobinas
que se deben encontrar sumergidos en aceite, se encuentran expuestos a fallas por
ruptura dieléctrica cuando el nivel baja. Por esta razón se debe de instalar en los
transformadores indicadores de nivel de aceite con contactores que accionen una
alarma cuando se presente esta situación en transformadores de gran potencia,
además se puede implementar equipo de monitoreo.
•
Bombas de aceite y ventiladores de aire forzado
La temperatura máxima del aceite generalmente es un indicador de la carga con que
opera el transformador, de manera que un aumento en la temperatura del aceite
puede ser una indicación de una sobrecarga o una falla en el sistema de enfriamiento,
que según sea en tipo de enfriamiento empleado por el transformador puede ocurrir en
la bomba de aceite (para enfriamiento FOA), el bloqueo de alguna válvula de los
radiadores o bien la no operación de los ventiladores (para enfriamiento OA/FA).
Para la detección de este tipo de fallas es necesaria la instalación de un termómetro
con contactos de alarma que indicaran elevación en la temperatura del aceite del
transformador por cualquiera de las fallas mencionadas anteriormente. Cuando se
utiliza bomba de circulación de aceite es conveniente instalar un indicador de flujo de
aceite.
•
Aislamiento de núcleo y bobinas
Fallas iniciales que ocurren en forma incipiente pueden degenerar en fallas mayores si
no se tiene cuidado de las etapas iniciales; en principio las fallas en los aislamientos
se pueden presentar por cualquiera de las siguientes causas:
88
El aislamiento entre las laminaciones del núcleo y los tornillos empleados para su
sujeción puede ser de poca calidad o bien se puede dañar durante el montaje.
El aislamiento entre las bobinas y entre boninas y núcleo o bien el aislamiento de los
conductores puede ser de poca calidad, se puede dañar durante la construcción del
transformador o bien pueden ser sus características por envejecimiento o continuas
sobrecargas.
Las conexiones o uniones mal hechas durante la construcción, estas fallas producen
gases dentro del transformador y se pueden detectar antes de que causen males
mayores mediante el uso de relevadores que operan a base de presión de gas,
denominados relevadores Buchholz, los cuales se instalan en el tubo que une al
tanque conservador con el tanque del transformador, opera por la acción de la presión
de los gases que se generan en el interior del transformador debido a las fallas
incipientes que se pueden presentar.
3.6.- PROTECCIONES DEL TRANFORMADOR ELEVADOR DE
POTENCIA DE UNA GENERADORA
Los transformadores de potencia constituyen uno de los elementos más importantes
en los sistemas eléctricos, ya sea en las grandes redes eléctricas o en las
instalaciones industriales formando parte de las subestaciones eléctricas en cualquiera
de sus modalidades, por lo cual su continuidad de servicio es muy importante lo que
significa que además de la buena técnica de diseño y construcción del transformador
de potencia, es necesario que se dispongan de elementos de protección contra las
posibles fallas que se presenten.
Las protecciones de transformadores de potencia es un tema relativamente variado,
debido a que, dependiendo de la potencia y el nivel de voltaje, es el grado de
protección que se le debe aplicar. De esta manera, se encuentran diferencias
importantes en los dispositivos de protección usados. Por otra parte se puede
considerar que los transformadores por ser maquinas estáticas, tienen un numero de
fallas relativamente bajo con relación a otros dispositivos o elementos del sistema
eléctrico de potencia. Sin embargo no está exento de fallas, y cuando llega a fallar,
puede ocurrir que la falla sea aparatosa y grave, ya que se puede presentar incendios.
89
Es frecuente también que la magnitud de las corrientes de falla internas sea baja en
comparación con la corriente nominal o de plena carga, por lo que la protección
requiere de una alta sensibilidad y rapidez de operación y también por los costos y
tiempos de reparación que estos requieren.
3.6.1.- PROTECCIÓN POR RELEVADORES BUCHHOLTZ
Se utilizan en transformadores de potencia que emplean aceite como medio
refrigerante y tienen tanque conservador (depósito de expansión), permite detectar las
fallas en el interior del transformador por lo que la protección del transformador se
debe complementar con otros elementos que detecten también fallas externas al
mismo.
Su operación se basa en el hecho de que cualquier falla que se origina en el interior
del transformador de potencia está precedida por otros fenómenos a veces no
perceptibles pero a medida que transcurre el tiempo puede provocar fallas más graves
que eventualmente producen daños severos al transformador, por lo que resulta
importante detectar las fallas incipientes y enviar señales de alarma acústica o bien
óptica sin que necesariamente se envié una señal de disparo al interruptor que deje
fuera de servicio al transformador.
Las fallas más importantes que detecta este dispositivo son:
•
Cuando se produce un arco eléctrico en los devanados y este puede alargarse
debido a la fusión de los conductores y transmitir a otras partes de los
devanados pudiéndose provocar un corto circuito severo que cause daños al
transformador. El arco inicial en presencia del aceite refrigerante del
transformador produce gases que se manifiestan como humos y que hacen
operar al relevador.
•
Cuando se produce una sobrecarga o un corto circuito, se manifiesta un fuerte
aumento de temperatura de las capas interiores de los devanados hacia el
exterior de manera tal que el aceite refrigerante que se encuentra en contacto
con las bobinas se volatiza y descompone, los gases producto de esta
descomposición circulan hacia el exterior de los devanados produciendo
burbujas que rechazan la correspondiente cantidad de aceite traduciéndose
esto como una fuerte circulación que normalmente es detectada por el
relevador Buchholz.
90
•
Por deficiencia en la fabricación del transformador de potencia, o por
consecuencias de corto circuitos que se presentan en el núcleo sufriendo
pequeñas deformaciones con respecto a la condición original que debería tener
lo que produce un incremento considerable en las corrientes circulantes que a
su vez, produce un aumento brusco de temperatura con la consecuente
producción de gases que son detectados por el relevador Buchholtz.
•
Fallas del aislamiento a tierra se traduce en un corto circuito de fase a tierra
con presencia de un arco eléctrico que volatiza y descompone el aceite
siguiendo el mecanismo de circulación de aceite por las burbujas de gas en el
interior del trasformador y que son detectadas por el relevador.
3.6.2.- PROTECCIÓN DIFERENCIAL
La protección diferencial es el tipo de protección más importante empleado en
transformadores de potencia contra fallas internas de fase a fase y de fase a tierra. Por
lo general se aplica a transformadores con potencias del orden de 5MVA o mayores.
Se basan en la comparación de corrientes que entran y salen de un equipo valiéndose
de transformadores de corriente.
Esta protección es totalmente independiente de cualquier otra, es decir no necesita
estar coordinada con ninguna, por lo cual es inherentemente selectiva y, por
consiguiente se la puede hacer extremadamente rápida.
Cuando existen fallas externas cercanas, los niveles de cortocircuitos pueden llegar a
saturar los transformadores de corriente y provocar una falsa operación de la
operación diferencial. Para corregir este inconveniente se utiliza la protección
diferencial de porcentaje.
Figura 3.3 Diagrama: Protección diferencial de Potencia 91
3.6.2.1 PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE PORCENTAJE
El elemento de medida de estos relés compara la corriente que entra con respecto a la
que sale del equipo. De tal manera que, cuando la diferencia es igual o superior a un
porcentaje dado de la corriente mayor, el torque de operación se hace mayor que el de
retención produciendo su operación. Para ello disponen de tres arrollamientos dos de
retención y uno de operación.
!ŒÏÁÐ'("Œ%'`'(&ÐhÐÑÐ%% _Y , _
_Ä
? 100 _
_
(3.36)
Figura 3.5 Protección diferencial de porcentaje í
En la protección diferencial de los transformadores, se deben considerar los siguientes
aspectos:
-
Las corrientes de fases correspondientes de alto y bajo voltaje por lo general
no están en fase y su defase depende del tipo de conexión del transformador
de potencia.
-
El transformador generalmente se lo utiliza para convertir niveles de voltaje
manteniendo invariable la potencia, por lo que las corrientes difieren también
en magnitud.
-
Se deben considerar razones de transformación normalizadas.
-
La protección debe ser independiente de las condiciones de operación del
sistema, por lo que no debe verse afectada por posibles cambios de taps, ni
por un funcionamiento en vacío, ni por una energización del transformador.
Para resolver los problemas planteados, los esquemas de protección diferencial tienen
las siguientes características:
Tienen una característica porcentual, que permite prevenir ciertas operaciones
indeseables debido a desbalances de las corrientes de los TCs para fallas externas, o
efectos de uso de cambiadores de taps, saturación no prevista de TCs.
92
El defasaje de las corrientes de entrada-salida originado por el tipo de conexión de los
embobinados se compensa, conectando los TCs en forma contraria a la conexión que
tiene el embobinado en ese lado.
Tabla 3.10. Tipo de Conexión del TC
Conexión del devanado
transformador de potencia
del
Conexión de los TCs de la
diferencial
Delta
Y aterrizado
Y aterrizado
Delta
Las compensaciones de magnitud de corriente se compensa a base de taps en los
TCs de relación múltiple, uso de TCs auxiliares, con los Taps del relé y/o variando la
característica de porcentaje de operación del relé.
La corriente de Inrush se le detecta en el relé, en base a la componente de segunda
armónica, que cuando en la energización alcanza cierto valor bloquea la operación de
la protección.
93
Figura 3.6. Esquema final de conexiones trifásico de la protección diferencial para el
transformador de poder DY1 aterrizado sólidamente a tierra
3.6.2.2 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
Se definen como dispositivos para transformar con precisión la corriente o el voltaje de
una magnitud a otra generalmente menor, debido principalmente a las siguientes
razones:
•
Para reducir en forma precisa, a través de la transformación, la magnitud de la
corriente primaria o del voltaje del circuito a valores que sean más fáciles de
manipular por razones de seguridad de personal.
•
Para los transformadores de corriente el valor secundario de corriente es 5A y
para los transformadores de potencial los voltajes secundarios son de 120V ó
115V.
94
•
Para aislar el equipo secundario (instrumentos de medición y/o protección) de
los voltajes primarios que son peligrosos.
•
Para dar a los usuarios mayor flexibilidad en la utilización del equipo, en
aplicaciones tales como: medicon y protección, y para revisar la conveniencia y
posibilidad de aplicar el mismo tipo de transformadores de intrumento para
aplicaciones simultáneas en medición y protección.
Para realizar la especificación de los transformadores de corriente y potencial se
considera algunas cantidades básicas:
-
Relación de transformación
La relación de transformación se expresa como el cociente de la cantidad secundario.
Para los transformadores de potencial tenemos:
O! Donde:
Vp: Voltaje primario de fase a neutro
q
&
(3.37)
_q
_&
(3.38)
Vs:Voltaje secundario de fase a neutro
-
Para los transformadores de corriente:
Donde:
Ip: Corriente en el primario
O Is: Corriente en el secundario
Algunos de los valores de transformación normalizados para transformadores de
corriente se dan en las tablas siguientes:
Tabla 3.11. Capacidades y valores de relación de transformación para transformadores de
corriente î
Relación sencilla
10:5
15:5
25:5
40:5
50:5
75:5
100:5
800:5
1200:5
1500:5
2000:5
3000:5
4000:5
5000:5
Relación doble con
devanado primarios
en serie paralelo
Relación doble con
taps en el devanado
secundario
25 x 50:5
50 x 100:5
100 x 200:5
200 x 400:5
400 x 800:5
600 x 1200:5
1000 x 2000:5
25 / 50:5
50 / 100:5
100 / 200:5
200 /400:5
300 600:5
400 800:5
600 / 1200:5
95
200:5
300:5
400:5
600:5
6000:5
8000:5
12000:5
2000 x 4000:5
1500 / 3000:5
2000 / 4000:5
Tabla 3.12. Capacidades y valores de relación de transformación para transformadores de
corriente tipo boquilla (En interruptores y transformadores) î
Capacidad
de corriente
en Amperes
Taps secundarios
Capacidad
corriente
Amperes
600:5
50:5
100:5
150:5
200:5
250:5
300:5
400:5
450:5
500:5
600:5
de
en
Taps Secundarios
2000:5
X2-x3
X1-x2
X1-x3
X4-x5
X3-x4
X2-x4
X1-x4
X1-x4
X3-x5
X1-x5
300:5
400:5
500:5
800:5
1100:5
1200:5
1500:5
1600:5
2000:5
X3-x4
X1-x2
X4-x5
X2-x3
X2-x4
X1-x3
X1-x4
X2-x5
X1-x5
1200:5
100:5
200:5
300:5
400:5
500:5
600:5
800:5
900:5
1000:5
1200:5
•
X1-x2
X1-x3
X1-x3
X4-x5
X3-x4
X2-x4
X1-x4
X3-x5
X2-x5
X1-x5
Precisión
Para los transformadores de potencial se debe asignar o indicar una especificación
denominada “clase de precisión” para cada uno de los burden estándar para el cual
esta designado.
En las tablas siguientes se indica con tres designaciones la clase de precisión, que
son: 0.3, 036, y 1.2 que representan el porcentaje de desviación máximo y mínimo con
respecto al voltaje nominal.
La clase de precisión se basa en los requerimientos de que el factor de corrección del
transformador FCT debe estar dentro de límites especificados, cuando el factor de
potencia de la carga medida tiene cualquier valor entre 0.6 y 1.0 desde el burden cero
hasta el valor específico, y cualquier voltaje entre 90 y 110% del valor nominal.
Para los transformadores de corriente, la clase de precisión esta basada en los
requerimientos que el factor de corrección debe cumplir dentro de límites
96
especificados, cuando el factor de potencia (atrasado) de la carga por medir está
dentro de 0.6 a 1.0 burden dado y a 110% de la corriente primaria correspondiente al
factor térmico de corriente.
transformadores de corriente î
Tabla 3.13. Clase de precisión estándar para medición y límite de corrección para
Clase
Precisión
100% Corriente Nominal
10% Corriente Nominal
MIN
MAX
MIN
MAX
0.997
0.994
0.988
1.003
1.006
1.012
0.994
0.988
0.976
1.006
1.012
1.024
de
0.3
0.6
1.2
Límite
del
factor
de
Potencia
(atrasado) de
la
carga
medida
0.6 – 1.0
0.6 – 1.0
0.6 – 1.0
La clase de precisión para relevadores o clases de precisión se designan con dos
símbolos: C (es de protección y por lo general de tipo ventana), T (significa que la
relación se puede determinar por pruebas y que generalmente es aplicable al tipo
devanado).
El voltaje terminal secundario al relevador es la caída de voltaje o voltaje que puede
entregar el transformador a la carga a 20 veces la corriente normal 5A, sin exceder el
10% de error de relación.
•
Burden
La carga o burden en el secundario para un transformador de instrumento es aquella
que está propiamente conectada al devanado secundario y que determina las
potencias activa y reactiva en las terminales del secundario.
El burden se puede expresar en forma de la impedancia total de la carga expresada en
ohms con la resistencia efectiva y las componentes reactivas, o bien, como los voltamperes totales VA y factor de potencia a un valor de corriente especificado o de
voltaje y una frecuencia dada.
El burden sobre el circuito secundario de un transformador de instrumento afecta la
precisión del dispositivo. De acuerdo con esto, las cargas o burdens de los cables de
control de los instrumentos de medición y de otros instrumentos en el secundario se
deben conocer. Esta información por lo general se obtiene de los datos del fabricante.
Para los transformadores de potencial, se asocia el burden o carga a una letra de
designación, a los voltamperes secundarios y al factor de potencia de la carga.
97
El burden de los transformadores de corriente se expresa, por lo general en ohms (Ω)
referidos a 5 amperes, por lo que se usan 5A nominales para convertir los Va a ohms.
La impedancia total se puede expresar en VA en ohms.
}œÂ& J
_
(3.39)
î
Tabla 3.14. Burden estándar para transformadores de corriente con 5A en el secundario
Designación
del burden
Resistencia
(Ohms)
Inductancia
(Milihenry)
Impedancia
(Ohms)
Volts-Amperes
(VA)
Factor de
potencia
0.116
0.232
0.580
1.040
2.080
0.1
0.2
0.5
0.9
1.8
2.5
5.0
12.5
22.5
45.0
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
2.3
4.6
9.2
18.4
1.0
2.0
4.0
8.0
25.0
50.0
100.0
200.0
0.5
0.5
0.5
0.5
Burden estándar para Medición
B-0.1
B-0.2
B-0.5
B-0.9
B-1.8
0.09
0.18
0.45
0.81
1.62
Burden estándar para Protección
B-1.0
B-2.0
B-4.0
B-8.0
0.5
1.0
2.0
4.0
Tabla 3.15. Burden estándar para transformadores de Potencial (*los burden estándar para
aplicaciones de medición son W,X,M,Y) î
*Designación
del burden
VA
Secundarios
W
X
M
Y
Z
ZZ
12.5
25
35
75
200
400
•
Factor
Potencia
Burden
0.10
0.70
0.20
0.85
0.85
0.85
de
del
Referidos a 120Vv
Resistencia
Inductancia
Impedancia
115.2
403.2
163.2
82.3
61.2
30.6
3.04
1.09
1.07
0.268
0.101
0.0503
1152
576
411
192
72
36
Polaridad
Un aspecto muy importante para todos los transformadores de instrumento es la
polaridad. Si se conecta en forma equivocada, se pueden tener resultados erróneos o
inclusive ninguno, especialmente en medición. Las marcas del primario y secundario
en sus terminales indican cuales tienen dirección común en el circuito para el flujo de
corriente en cualquier instante del tiempo.
Por tanto, la polaridad de un transformador es simplemente una identificación de la
terminal primaria y de la terminal secundaria, de manera que satisfagan la condición
previamente establecida. Todos los transformadores de instrumento, sean de potencial
98
o corriente, deben tener marcas de polaridad asociadas con al menos una terminal
primaria y una secundaria, con alguna clase de marca o señal.
•
Condiciones de Operación
La temperatura exterior es normalmente especificada a 30°C. en sitios o instalaciones
cerradas se especifica a 55°C.
Los valores nominales se refieren a una altura hasta 1000 msnm. Para alturas
mayores sobre el nivel del mar, se requiere indicar en la especificación.
3.6.2.3 DIMENSIONAMIENTO DE LOS TCS DE INSTRUMENTO
3.6.2.3.1 TCs DE CORRIENTE
Los transformadores de corriente serán monofásicos para montaje interior y de tipo
seco, aislados en resina fundida. Los elementos metálicos serán tratados para evitar la
corrosión.
Todos los transformadores cumplen con los requisitos de las normas IEC 600044-1.,
ANSI C57.13 “Standard RequirementsforinstrumentTransformers”.
Para la función de protección diferencial, generador-transformador de elevación se
requiere tres TCs que se colocarán en el lado de los terminales para el neutro del
generador, a un voltaje de 6,3kV.
Para la protección del transformador se requiere tres TCs que se colocarán en el lado
de medio voltaje del transformador 13,8kV.
3.6.2.3.2 CÁLCULO DE LOS TCs
Para el cálculo de la relación de transformación en el lado de 13,8kV:
IÌ Donde:
S+MVA√3;VÌ <
(3.40)
IÌ 502,09A
S+MVA-: Potencia aparente del transformador dimensionado
VÌ : Voltaje del primario del transformador
Corriente por el factor para evitar la saturación:
fz ? IÌ 753,135A
(3.41)
99
Relación de voltaje para el TC en el lado de 13,8kV:
800/ 5 A
La corriente de los TCs en el lado de 13,8kV:
Izz fz IÌ
RTC
Izz 3,13 A
120
(3.42)
Cálculo de los VA nominal en el lado de 13,8kV:
VAï √3
V+3,13A- 216,85VA
(3.43)
Para el cálculo de la relación de transformación en el lado de 6,3kV:
Iz Donde:
S+MVA√3+Vz -
Iz 1.099,90A
(3.44)
S+MVA-: Potencia aparente del transformador dimensionado
Vz : Voltaje del secundario del transformador
Corriente por el factor para evitar la saturación:
fz ? Iz 1.649,85A
(3.45)
Relación de voltaje para el TC en el lado de 6.3kV:
2000/ 5 A
La corriente de los TCs en el lado de 6.3kV:
Izz fz I z
RTC
Izz 2,749 A
(3.46)
La conexión en 6,3kV es en delta, por tanto esta corriente corresponde a la corriente
en cada fase de la delta, el valor de corriente al relevador es la corriente de línea de la
delta y es igual a:
IpÌ √3 ? +2,749-A 4,757 A
(3.47)
100
Cálculo de los VA en el lado de 6.3kV:
VAï 120
√3
V+4,757A- 329,58VA
(3.48)
Tabla 3.16. Características de los TCs
Tipo
Voltaje Nominal del sistema
Relación
Número de núcleos
Corriente nominal en lado secundario
Burden
•
Núcleo 1 (medida)
•
Núcleo 2 (protección)
•
Núcleo 3 (protección)
Frecuencia
Tipo
Voltaje Nominal del sistema
Relación
Número de núcleos
Corriente nominal en lado secundario
Burden
•
Núcleo 1 (medida)
•
Núcleo 2 (protección)
•
Núcleo 3 (protección)
Frecuencia
Monofásico
13.8kV
800/5
3
5A
300 VA
0.2
5P20
5P20
60Hz
Monofásico
6,3kV
2000/5
3
5A
300 VA
0.2
5P20
5P20
60Hz
3.6.2.3.3 TCs DE POTENCIAL
Todos los transformadores de potencial serán monofásicos, para montaje interior, de
tipo seco, para uso interior y aislados en bloque de resina, trabajarán para las
funciones de medición y protección con 2 devanados.
Todos los transformadores cumplen con los requisitos de las normas IEC 600044-1.,
ANSI C57.13 “Standard RequirementsforinstrumentTransformers”.
Para el transformador elevador de potencia se utilizará tres trasformadores de
potencial a la salida del mismo.
Tipo
Voltaje nominal del sistema
Clase de aislamiento
Voltaje nominal primario
Inductivo, monofásico
13,8kV
17,5kV
Voltaje nominal secundario
120 – 120/√3
1
0.2
300
Medida
60Hz
Fase-Tierra
Número de devanados secundarios
Clase
Burden
Función
Frecuencia
Conexion
13.8/√3
101
Tabla 3.17. Características de los Relés de Protección
RELÉ DIFERENCIAL (87T) PARA PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA:
Corriente nominal
A
5
Frecuencia nominal
Hz
60
Voltaje de Alimentación
Vdc
120 ± 10%
Protección diferencial para transformador de dos devanados
x
Alta estabilidad de operación, ante fallas de TC
x
Inmunidad a corriente de magnetización de energización
x
Compensación por software para la relación de transformación de corriente
y el grupo de conexión del transformador de potencia
x
Posee registrador de perturbaciones y eventos
El relé podrá integrarse a un sistema de automatización mediante protocolo
de comunicación IEC 61850.
x
Posibilidad de almacenar dos alternativas de ajustes
x
Posibilidad de teletransmisión de datos y calibración
x
Información básica accesible a través de interfase hombre - máquina
x
Interfases adecuadas para comunicaciones locales y remotas, utilización de
computador
x
El relé posee lógica de autochequeo y diagnóstico
x
El relé posee pórticos de comunicaciones RS232, RS485 y ETHERNET
para acceso simultáneo local o remoto, integrados directamente al relé.
x
El relé posee entradas analógicas para señales de temperatura y nivel de
aceite del transformador
x
Indicación luminosa o digital del tipo de falla
x
Los terminales de conexión adecuados para terminales ojo o espada
x
El relé suministrado tendrá planos y manuales originales impresos
completos y detallados para montaje, calibración y mantenimiento
x
x
102
3.7.- SISTEMA DE CONTROL Y MONITOREO
3.7.1.- MONITOREO EN LÍNEA PARA LA DETECCIÓN DE FALLAS EN
TRANSFROMADORES DE POTENCIA
Durante su operación, los transformadores de potencia están sujetos a esfuerzos que
degradan su sistema de aislamiento. Las causas principales de degradación son:
temperatura excesiva, presencia de oxígeno y humedad que combinadas con los
esfuerzos eléctricos aceleran el proceso. Otras causas que lo aceleran son los
esfuerzos mecánicos y los productos de descomposición del aceite.
El proceso de degradación evoluciona gradualmente hasta presentarse la falla, que en
ocasiones puede ser catastrófica. La detección oportuna de una degradación puede
ser la diferencia entre someter el transformador a una reparación mayor o sustituir una
pieza dañada. La detección de cierto tipo de fallas puede ser efectuada mediante el
monitoreo en línea de parámetros clave que sirven para diagnosticar la condición del
aislamiento.
Las fallas más frecuentes en transformadores de potencia se deben a problemas en
devanados y boquillas, por lo que el monitoreo en línea debe enfocarse a la detección
de fallas incipientes en estos componentes.
Todo sistema de monitoreo en línea (continuo) para transformadores de potencia
consiste principalmente de sensores, sistemas de adquisición de datos, herramientas
para el manejo de información y métodos para la evaluación de la condición operativa
de los transformadores de potencia, por lo que los parámetros más importantes a
monitorear son:
-
La carga
-
Las condiciones de operación
-
La generación de gases disueltos en el aceite aislante.
El monitoreo de la carga y de las condiciones de operación se realiza con la medición
de las tensiones y corrientes a la frecuencia de operación y las temperaturas.
Para la medición de las tensiones se pueden usar los dispositivos de potencial y para
la medición de la corriente de carga se utilizan los transformadores de corriente
instalados en las boquillas o mediante dispositivos ubicados en otros puntos de la
subestación.
103
El estado que guardan los pasos de enfriamiento, es medido mediante dispositivos
que indican el estado en que estos se encuentran (encendido o apagado), permitiendo
correlacionar la actividad de los pasos de enfriamiento con la carga en función del
tiempo.
La medición de corrientes de bombas, permite detectar problemas mecánicos y
eléctricos en estos accesorios. Cualquier incremento de la corriente demandada por
ellos es una indicación de la existencia de problemas.
Para evaluar la condición del sistema aislante debido a esfuerzos térmicos, es
importante monitorear la temperatura en diferentes puntos del transformador.
Temperaturas elevadas en el transformador son provocadas por sobrecargas o por
calentamiento local (puntos calientes). Aún bajo condiciones de carga normales o
bajas, el transformador puede presentar sobrecalentamiento, debido a deficiencias en
el sistema de enfriamiento.
El parámetro más importante que debe monitorear cualquier sistema de monitoreo en
línea para transformadores de potencia, es la medición de los gases disueltos en el
aceite aislante. Esto se basa en el hecho de que las fuentes de degradación incipiente,
tales como, descargas parciales, sobrecalentamiento y arqueos generan gases, que
se disuelven en el aceite. La generación excesiva provoca la formación de burbujas
que pueden ocasionar fallas, si éstas se introducen en zonas del sistema aislante
sometidas a grandes campos eléctricos. Los gases más importantes para la
identificación de fallas en transformadores de potencia son: hidrógeno, monóxido de
carbono, dióxido de carbono, metano, acetileno, etano y etileno. La concentración de
estos depende del tipo de degradación en el transformador.
Frecuentemente se presentan fallas dieléctricas en el aislamiento de los devanados o
en el aislamiento principal, debido a concentraciones de esfuerzos eléctricos en puntos
que han sido afectados por degradación.
Uno de los métodos para detectar este tipo de fallas, es la medición en línea de
descargas parciales. Para la medición de descargas parciales se emplea la técnica
ultrasónica, que se basa en que las descargas parciales producen ondas de presión
que se propagan, a través del medio aislante, desde el sitio de la descarga hasta la
pared del tanque del transformador, donde son detectadas por sensores ultrasónicos.
104
3.7.2.- SISTEMA DE MONITOREO EN LINEA PARA TRANSFORMADORES
DE POTENCIA (SMLTP).
Los SMLTP’s desarrollados monitorean en tiempo real los parámetros de
transformadores, tales como: voltaje de fase, corriente de fase, temperaturas del
aceite, gases disueltos en el aceite, emisiones ultrasónicas para la detección de
descargas parciales, ruido ambiente,temperatura ambiente, corriente de bombas y
operación de pasos de enfriamiento.
Los SMLTP’s consisten de tres módulos principales:
-
Sensores
-
adquisición de datos (SAD)
-
computadora maestra
La arquitectura general de los SMLTP’s se muestra a continuación:
Figura 3.7. Arquitectura General de los SMLTPs
Los sensores empleados para el monitoreo de cada parámetro son:
-
Detector de gases disueltos
-
Sensor de corriente (sistema de enfriamiento)
-
Sensores de voltaje
-
Sensores de corriente
-
Sensores de temperatura (RTD)
-
Sensores ultrasónicos para detección de descargas parciales
-
Sensores de ambiente (temperatura y ruido)
105
Los SMLTP’s utilizan dos computadoras, la computadora local que se encuentra en el
sistema de adquisición de datos instalado en las proximidades del banco monitoreado
y la computadora maestra, localizada en la caseta de operación o en la oficina del
responsable del banco.
En la computadora local se almacenan los valores de los parámetros monitoreados por
los sensores cada minuto. También, proporciona la información necesaria para
configurar el SMLTP.
Todas las señales adquiridas por el SAD, se despliegan en la computadora maestra.
Esta contiene el software y el hardware necesario para comunicarse con el SAD,
desplegar la información monitoreada, establecer niveles de alarma, indicar el estado
de las alarmas y graficar los datos almacenados.
Figura 3.8. Módulos que integran el SMLTP para el monitoreo continuo de
transformadores.
3.7.3.- DISPOSITIVOS DE CONTROL Y MONITOREO
3.7.3.1 MONITOR DE TEMPERATURA
Son IEDs para monitoreo de temperaturas de aceite y devanado. Modelamiento de la
imagen térmica utilizando RTDs y Clamps.
El 111-300 utiliza la tecnología de microprocesadores y modelado térmico avanzado
para controlar la temperatura del aceite y de los devanados, se lo utiliza en
transformadores con sistema de refrigeración líquida.
106
Utiliza relés de máximo almacenamiento de datos para las mediciones de temperatura
y dispone de relay para alarmas.
Además de un sistema de control manual y automático para el sistema de
enfriamiento, y una función de prueba para la máxima fiabilidad.
Figura 3.9. Monitor de Temperatura para transformadores de potencia
3.7.3.2 MONITOR DE TEMPERATURA ELECTRÓNICO
IEDs (Dispositivos Electrónicos Inteligentes), para monitoreo de todas las variables y
estados del transformador. Temperatura de aceite, devanado, LTC, estado de los
grupos de ventilación y refrigeración, estado de válvulas de sobrepresión. Maneja a
través de software de diferentes set points para temperatura, preenfriamiento por
medición de corriente, ejercicio de los grupos de ventilación.
Es un dispositivo electrónico inteligente (IED), establece el estándar de alta calidad
para el control de la temperatura. Utiliza la combinación de la tecnología de
microprocesador avanzado y procesa a una señal digital, el monitor de temperatura
509-100 evalúa con precisión el estado y el rendimiento del transformador, y ayuda a
extender su vida útil.
Este dispositivo puede controlar hasta ocho parámetros en un sistema, por ejemplo,
podría
controlar
la
temperatura
del líquido, de
hasta
tres
temperaturas
del
devanado, y otros cuatro entradas simultáneamente, consta de entradas adicionales
que se podrían utilizar para el cambiador de tomas de carga (LTC), para control de la
temperatura ambiente, inferior la temperatura inferiores del aceite de refrigeración, etc.
107
Figura 3.10. Monitor de Temperatura Electrónico
3.7.3.3 MONITOR DE SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
El sistema mecánico de refrigeración no debe ser un eslabón débil en el control de
operación del transformador para esto utiliza un dispositivo electrónico inteligente que
monitorea
el
sistema
de
refrigeración
IED
509-200.
Este es uno de los mejores chip inteligentes 509-200 que supervisa el correcto
funcionamiento de
la
rotación
ventiladores
y
bombas, la menos
fiable de
todos los componentes que tienen un impacto directo la vida del transformador, debido
a que si se considera que cada 7 grados centígrados de aumento de la temperatura se
duplica la tasa de la decadencia de la aislamiento de la bobina.
Cuando uno o más elementos de refrigeración se pierden o degradan, existe un mayor
riesgo para el transformador debido al aumento de la temperatura de funcionamiento,
lo que disminuye la vida del transformador.
El monitor de temperatura asegura que el sistema de enfriamiento esté funcionando a
la máxima eficacia. Es más, el transformador puede operar hasta el límite de su carga,
lo que puede conducir a mayores ingresos.
Utiliza la tecnología de microprocesador y procesamiento avanzado de señal digital.
Por lo que el 509 puede evaluar con precisión la temperatura del transformador,
temperatura del comportamiento de
LTC, y el correcto funcionamiento de las
bombas y ventiladores.
El IED es fácil de instalar y utilizar, la fuente de alimentación universal es estándar
y fácil de usar asistido por ordenador de configuración software, y puede ser adaptada
a sus protocolos digitales, incluyendo DNP3.0.
108
Figura 3.11. Monitor de refrigeración de transformadores
3.7.3.4 MONITOR ELECTRÓNICO DE PRESIÓN
Monitor electrónico de presión diseñado para uso en transformadores y en los
tanques de los cambiadores de taps bajo carga, detectan el aumento de presión rápido
o lento y proporcionar funciones de alarma y disparo.
Una salida de miliamperios proporcional constante a la presión del tanque es para
indicación remota o para su uso con sistema SCADA.
Figura 3.12. Monitor Electrónico de Presión
3.8.- PRUEBAS ELÉCTRICAS, FÍSICAS-QUÍMICAS Y
ESPECIALES
Los transformadores de potencia son activos críticos y de un alto costo, sus defectos
de fábrica o averías son inaceptables, ya que generalmente se producen graves daños
no sólo en el propio dispositivo, sino también en equipos en la cercanía. Además, un
transformador defectuoso también puede suponer un peligro para el personal.
Por lo tanto, la comprobación y el diagnóstico de los transformadores de potencia son
de fundamental importancia.
109
3.8.1.- NORMAS DE REFERENCIA.
Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
-
IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid-inmersed distribution,
power, and regulating transformers and IEEE guide for short-circuit testing of
distribution and power transformers".
-
IEEE 43-1974
-
IEEE C57.12.90
3.8.2.- PRUEBAS DE INSPECCIÓN VISUAL
Consiste en una inspección más minuciosa para comprobar si el equipo recibido por el
cliente no tiene defectos de fábrica en acabados, ajuste de piezas, pintura e indicativos
de las características de los transformadores, además se solicita información al
proveedor acerca del protocolo de pruebas del equipo en el caso de que aún no la
haya entregado y corroborar que el número de serie del protocolo coincide con el del
transformador así como de sus demás datos. Si no se tiene ninguna observación que
hacer al respecto con el proveedor se prosigue con el presente procedimiento.
3.8.3.- PRUEBAS EN FÁBRICA
3.8.3.1 Prueba de resistencia de aislamiento
Verifica que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplan con la resistencia
mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar
la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño
del producto y que no exista defectos en el mismo.
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN
Los instrumentos de medición que se emplean en esta prueba dependen del grado de
exactitud de la lectura de la resistencia de aislamiento que se quiera conocer.
NORMAS DE REFERENCIA
Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
-
IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid –immersed
distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short circuit testing of distribution and power transformers".
-
IEEE 43-1974
110
MÉTODO DE PRUEBA
El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un transformador es el de
medición directa con el instrumento de medición (Megger).
PROCEDIMIENTO
El significado de la resistencia de aislamiento generalmente requiere de cierta
interpretación y depende básicamente del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes
que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba para la medición de la
resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE
C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves:
-
La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a
20° C.
-
Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo líquido aislante.
-
Todos los devanados deben de estar cortocircuitados.
-
Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar.
-
Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcasa y
el tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba.
-
Deben
seguirse
las
indicaciones
de
cada
instrumento
de
medición
dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes: Megger
analógico.
En primer lugar se debe seleccionar el voltaje de prueba que son las recomendaciones
del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una
especificación más detallada.
Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre
una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que
observa en el transcurso de 60 segundos.
Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual
voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados
por separado, por ejemplo:
-
Alto voltaje vs. Bajo voltaje
-
Alto voltaje vs. Tierra
-
Bajo voltaje vs. Tierra
111
-
Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente
a tierra)
Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de
prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente
con la prueba de resistencia de aislamiento, se recomienda la PRUEBA DE INDICE
DE POLARIZACION y PRUEBA DE INDICE DE ABSORCION.
La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza
a incrementarse sin estabilizarse.
Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de
aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar
resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se
deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba.
Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo
de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.
CRITERIOS DE APROBACIÓN
No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de
aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MW por cada
1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y
transformadores.
3.8.3.2 PRUEBA DE ÍNDICE DE ABSORCIÓN
Verifica con mayor precisión y exactitud que los aislamientos del transformador bajo
prueba cumplan con la resistencia mínima bajo la operación a la que serán sometidos,
así como de comprobar su deterioro gradual.
INSTRUMENTOS DE MEDICION
Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado
de exactitud de la lectura del índice de absorción que se quiera conocer.
NORMAS DE REFERENCIA
Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
112
-
IEEE
C57.12.90-1993
ÒIEEE
Standard
test
code
for
liquid-
inmerseddistribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for
short-circuit testing of distribution and power transformers.
-
EEE 43-1974.
METODO DE PRUEBA
El método de prueba del índice de polarización de un transformador consiste en la
medición directa con el instrumento de medición (Megger) y cálculos con lecturas
obtenidas.
PROCEDIMIENTO
Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos
de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de
resistencia de aislamiento y del índice de polarización, se recomienda la prueba de
índice de absorción. Después de que la prueba haya sido completada se deberán
aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya
quedado atrapada.
La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias
de aislamiento obtenidas en 60 y 30 segundos según se ve a continuación:
RAD = Resistencia de aislamiento a 1 min. / Resistencia de aislamiento a 30 seg.
CRITERIOS DE APROBACION
En general una relación de índice de polarización de 1.25 a 2 o mejor es considerada
como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo
probablemente requiera de inspección más detallada o en su caso reparación.
3.8.3.3 PRUEBA DE ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
Verifica con mayor precisión y exactitud que los aislamientos del transformador bajo
prueba cumplen con la resistencia mínima bajo la operación a la que serán sometidos,
así como de comprobar su deterioro gradual.
INSTRUMENTOS DE MEDICION
Los instrumentos de medición que se emplean en esta prueba dependen del grado de
exactitud de la lectura del índice de absorción que se quiera conocer.
113
NORMAS DE REFERENCIA
Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
-
IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid-inmerseddistribución,
power, and regulating transformers and IEEE guide for short-circuit testing of
distribution and power transformersî.
MÉTODO DE PRUEBA
El método de prueba del índice de polarización de un transformador es el de medición
directa con el instrumento de medición (Megger) y cálculos con lecturas obtenidas.
PROCEDIMIENTO
Con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos
de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de
resistencia de aislamiento y de absorción, se recomienda la prueba de índice de
polarización. Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por
un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado
atrapada.
La relación de índice de polarización es la división de las lecturas de las resistencias
de aislamiento obtenidas en 10 y 1 minuto según se ve a continuación:
RAD = Resistencia de aislamiento a 10 min. / Resistencia de aislamiento a 60 seg.
CRITERIOS DE APROBACION
En general una relación de índice de polarización de 1.5 a 2 o mejor es considerada
como buena, pero una relación por debajo de este valor indica que el equipo
probablemente requiera de inspección más detallada o en su caso reparación.
3.8.3.4 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
Verifica que las relaciones de transformación para las diferentes posiciones del tap de
un transformador están dentro de la tolerancia de medición.
NORMAS DE REFERENCIA
Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:
114
-
IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid –immersed
distribución, power, and ragulating transformers and IEEE guide for short circuit testing of distribution and power transformers".
-
NMX-J-116-1996-ANCE "Transformadores de distribución tipo poste y tipo
subestación".
METODO DE PRUEBA
Existen 3 métodos de prueba para la determinación de la relación de transformación:
-
El método del voltímetro.
-
El método de comparación.
-
El método del puente.
La presente especificación está referida al método del puente para conocer la relación
ya que es el método más preciso de los 3 y no se requiere de un segundo
transformador de condiciones idénticas al de prueba, por lo que esta prueba se aplica
fácilmente en el campo.
PROCEDIMIENTO
La relación de transformación es el número de vueltas que lleva el devanado de alto
voltaje contra el número de vueltas del devanado de bajo voltaje. Para los
transformadores que tienen cambiador de derivaciones (tap´s) para cambiar su
relación de voltaje la relación de transformación se basa en la comparación entre el
voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o
% de voltaje nominal al cual está referido. La relación de transformación de éstos
transformadores se deberá determinar para todos los tap´s y para todo el devanado.
3.8.3.5 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA A LOS AISLAMIENTOS
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente
expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de
carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje
determinado, es en sí, una característica propia del aislamiento al ser sometido a
campos eléctricos.
Debido a la situación de no ser aislantes perfectos, además de una corriente de carga
puramente capacitiva, siempre los atravesará una corriente que está en fase con el
voltaje aplicado (Ir), a esta corriente se le denomina de pérdidas dieléctricas.
115
Para aislamientos con bajo Factor de Potencia, (Ic) e (I) son substancialmente de la
misma magnitud y la corriente de pérdidas (Ir) muy pequeña, en estas condiciones el
ángulo es muy pequeño y el Factor de Potencia estará dado entonces por:
FP = COS f SEN d y prácticamente = TAN d
(3.49)
De lo anterior se desprende que el Factor de Potencia siempre será la relación de los
Watts de pérdidas (Ir), entre la carga en Volts - Amperes del dieléctrico bajo prueba (I).
El método de medida del equipo de prueba, se fundamenta, en un circuito puente de
resistencias y Capacitores.
Con el conocimiento de los valores de la corriente de carga, el voltaje de prueba y la
frecuencia, la capacitancia del aislamiento puede ser determinada de la siguiente
manera:
C = ( ISen f / V ) = I / V
(3.50)
La capacitancia de aislamientos secos no es afectada apreciablemente por la
temperatura; sin embargo en los casos de aislamientos húmedos o contaminados,
esta tiende a incrementarse con la temperatura.
Tomando
en
consideración
que
la
reactancia
de
los
aislamientos
es
predominantemente capacitiva y las pérdidas eléctricas reducidas, la magnitud de la
corriente de carga puede calcularse por:
I = V/ WC
ó
V A = V2/ WC
(3.51)
Donde:
I:
Magnitud de la corriente de carga
V:
Potencial aplicado
W: Frecuencia angular (2pf)
C:
Capacitancia
De las fórmulas anteriores puede determinarse la máxima capacitancia que un equipo
de prueba puede aceptar para obtener mediciones confiables.
Las
boquillas
para
Transformadores,
Interruptores,
etc.,
usualmente
tienen
capacitancias considerablemente menores que los valores calculados anteriormente.
Los cables de potencia de gran longitud, pueden tener una capacitancia que excedan
a los 26,500 picofaradios del medidor, se recomienda hacer el cálculo previo del valor
116
de la capacitancia del cable de que se trate, para poder efectuar la prueba de factor
potencia.
En equipos con capacitancias mayores que los valores límites calculados para el
medidor de 10 KV., deben ser probados a voltajes menores.
FACTORES QUE AFECTAN LA PRUEBA
Entre los factores que afectan la prueba y tienden a aumentar el valor de factor de
potencia de los aislamientos de una manera notable son: la suciedad, la humedad
relativa, la temperatura y la inducción electromagnética.
METODO DE MEDICION
La prueba consiste en aplicar un potencial determinado al aislamiento que se desea
probar, medir la potencia en Watts que se disipa a través de él y medir la carga del
mismo en Volts - Amperes. El Factor de Potencia se calcula dividiendo los Watts entre
los Volts - Amperes y el resultado se multiplica por 100.
CONSIDERACIONES
Para la interpretación de resultados de prueba, es necesario el conocimiento de
valores básicos de Factor de Potencia de materiales aislantes. Como referencia, se
presentan valores de Factor de Potencia y constantes dieléctricas de algunos
materiales.
Tabla 3.18. Factores de Potencia de Materiales Aislantes
MATERIAL
AIRE
ACEITE
PAPEL
PORCELANA
HULE
BARNIZ CAMBRAY
AGUA
% FP A 20°C
0.0
0.1
0.5
2.0
CONSTANTE
DIELECTRICA
1.0
2.1
2.0
7.0
4.0
4.0 – 8.0
100.0
3.6
4.5
81.0
Tabla 3.19. Factores de Potencia de Equipos
EQUIPO
% F.P. a 20° C
BOQUILLAS TIPO CONDENSADOR EN ACEITE
0.5
BOQUILLAS EN COMPOUND
2.0
TRANSFORMADORES EN ACEITE
1.0
TRANSFORMADORES NUEVOS EN ACEITE
0.5
CABLES CON AISLAMIENTO DE PAPEL
0.3
CABLES CON AISLAMIENTO DE BARNIZ CAMBRAY
4.0 – 5.0
CABLES CON AISLAMIENTO DE HULE
4.0 – 5.0
117
El principio fundamental de las pruebas es la detección de algunos cambios de la
característica del aislamiento, producidos por envejecimiento y contaminación del
mismo, como resultado del tiempo y condiciones de operación del equipo y los
producidos por el efecto corona.
3.8.3.6 SOBREVOLTAJE APLICADO
Cuando se ha realizado las pruebas de resistencia de aislamiento y de impulso (en
ocasiones), se realiza la prueba de potencial aplicado.
INTRUMENTO DE MEDICIÓN
El instrumento de medición q se emplean en esta prueba es un transformador que está
diseñado para trabajar como fuente de potencial, las conexiones para el ensayo se
efectúan de la misma forma que se conectó en la prueba de resistencia de
aislamiento. La medición del voltaje aplicado se efectuará por medio de un voltímetro
conectado a través de un transformador de potencial, o también por medio de un
voltímetro de esferas: esto depende de la clase de aislamiento del equipo sometido a
prueba.
El voltaje eficaz por aplicar dependerá también de la clase de aislamiento del equipo
que se ponga a prueba, como criterio a seguir, se tiene:
Vprueba = Vnominal + 100
(V)
(3.52)
El tiempo de aplicación del voltaje en el ensayo será de 60 segundos.
Los valores para esta prueba se basan en la forma senoidal de la onda de voltaje, si
se cambia el procedimiento de conexión, de tal manera q se deforma la onda, está
puede redundar en la aplicación de esfuerzos dieléctricos más severos que hagan
fallar los aislamientos.
PROCEDIMIENTO
Se deberá partir de un voltaje mínimo y se deberá realizar un aumento paulatino hasta
llegar al voltaje de prueba, esto sucederá aproximadamente en un periodo de 15
segundos.
Cuando el ensayo llegue al voltaje de prueba, éste se mantendrá durante un periodo
de 60 segundos, una vez llegado a este valor se deberá ir reduciendo gradualmente al
voltaje hasta llegar al mínimo valor y se desconecta la fuente de alimentación.
118
Si el voltaje de prueba supera los valores de 100kV, se recomienda llegar a un 70%
del mismo durante un periodo de 60 segundos, con este procedimiento se logrará
eliminar las burbujas que puede tener el aceite del transformador.
RECOMENDACIÓN
Debe evitarse la aplicación e interrupción súbita de tensión, eso produce ondas cuyas
formas y valores de cresta originan esfuerzos dieléctricos que pueden dañar el
aislamiento.
3.8.3.7 SOBREVOLTAJE INDUCIDO
Verifica el estado del aislamiento entre espiras y entre las secciones que tienen un
mismo devanado.
PROCEDIMIENTO
Al devanado de menor voltaje se aplica un voltaje del 200% de su nominal:
Vprueba = 2 x Vnominal (V)
(3.53)
Logrando que el aislamiento entre espiras y secciones esté sujeto a esfuerzos
dieléctricos correspondientes al doble del voltaje al cual se va a trabajar.
Esta prueba se debe efectuar con una frecuencia que tenga un valor mínimo de 120
c.p.s y su tiempo de duración será el correspondiente a completar 7.200 ciclos;
La frecuencia de prueba debe ser mayor a la frecuencia de la alimentación nominal,
para no obtener valores muy altos de la corriente de excitación, por lo que se
establece que la frecuencia mínima de esta prueba sea 120 c.p.s.
Esta prueba se realiza en la sección correspondiente a alto voltaje y no en la
correspondiente a maquinas de C.A.
3.8.3.8 PRUEBA DE IMPULSO
Los ensayos de Impulso y Sobrevoltaje Aplicado son destructivos, por lo que deberán
efectuarse un mínimo de veces en la vida de un aislamiento.
Esta prueba se la realiza para comprobar que el transformador soporta las ondas que
se presentan durante las descargas atmosféricas.
119
Generalmente se realiza cuando se especifica en un contrato de compra de
transformadores de nuevo diseño.
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN
El instrumento a emplearse es un equipo que reproduzca descargas atmosféricas, es
decir, un generador de impulsos.
PROCEDIMIENTO
Se desarrolla de acuerdo con las pruebas normales de impulso:
-
Una onda completa del 50% del nivel de aislamiento
-
Dos ondas abatidas en la parte descendente
-
Una onda completa con cresta igual al nivel de aislamiento
La onda estándar de impulso para la prueba es de 1.2 x 50 microsegundos, si el
transformador es capaz de disipar estas ondas sin ningún daño, el diseño del
transformador es correcto.
3.8.3.9 TRATAMIENTO AL ACEITE MINERAL DE TRANSFORMADORES
ANALISIS FISICO-QUÍMICOS AL ACEITE
Los análisis Físico - Químicos proporcionan la información relativa a la calidad del
aceite, indicando sus condiciones químicas, mecánicas y eléctricas, así como una
proyección de los efectos que la condición del aceite puedan aportar al sistema de
aislamiento. Los análisis Físico-Químicos se componen de un grupo de pruebas o
estaciones de prueba predeterminadas y procesadas bajo estándares y métodos
reconocidos internacionalmente (ANSI, DOBLE, ASTM, ICE, CIGRE, etc.) que en
conjunto proporcionan la información óptima (técnica y económica) necesaria para
determinar la calidad del aceite y sus efectos en el sistema de aislamiento.
Las pruebas que componen a los Análisis Físico-Químicos, son las siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Color
Rigidez Dieléctrica
VoltajeInterfacial
Acidez.
Gravedad Específica.
Aspecto Visual
Sedimentos
Factor de Potencia a 25° C y 100° C.
Contenido de Humedad
120
Cada prueba tiene su importancia individual, así como la combinación de los
resultados de las mismas y la calidad en el desarrollo de cada prueba es determinante
para el diagnóstico.
CROMATOGRAFÍA DE GASES DISUELTOS EN EL ACEITE
La descomposición química del aceite no solo se debe a la presencia de oxígeno y
agua y los efectos de la temperatura, los fenómenos electromagnéticos; que son
resultantes del diseño y operación del transformador, los campos eléctricos producidos
por la corriente eléctrica y las corrientes magnetizantes, generan descomposición del
aceite, la cual es detectada mediante el proceso de cromatografía de gases. La
experiencia a conducido a concentrar este análisis en un grupo de gases que permiten
obtener la información suficiente para diagnosticar las condiciones de operación del
transformador. Hidrógeno, Oxígeno, Nitrógeno, Metano, Monóxido de Carbono,
Bióxido de Carbono, Etano; y Acetileno (se producen otros gases en menor proporción
y solubilidad > Propano e Isopropano< pero no son determinantes en el diagnostico).
Como en los análisis Físico-Químicos, la calidad de la muestra es determinante para
un preciso análisis y confiable diagnóstico. Este análisis tiene la característica de
detectar a corto plazo, y de una forma mucho más sensible los cambios inmediatos en
las condiciones operativas del transformador o de las redes de suministros o de carga,
por lo que resulta ser muy valiosa herramienta para el usuario. Su análisis debe de ser
recomendado con las siguientes frecuencias básicas considerando que las frecuencias
podrán ser más cortas cuando se detecten condiciones anormales.
Tabla 3.20. Periodos de Análisis Considerables.
Distribución en M.T. (300 a 3000 KVA)
Potencia> 3. MVA o Ata Tensión > 34.5KV
Hornos de Arco Eléctrico
Extra Alta Tensión
Puesta en Marcha
Anual.
Semestral
Trimestral.
Trimestral o menor
Antes y Después de Energizar
La vigilancia de la tendencia del comportamiento de los gases combustibles, permitirá
anticipar condiciones de falla que podrían afectar el suministro de energía eléctrica,
con sus consecuentes efectos en la producción o prestación de servicios.
ANÁLISIS DE CONTENIDO DE PCB´s
Un PCB es un hidrocarburo sintético, con contenido de cloro, fue desarrollado en la
década de transformadores en áreas cerradas o peligrosas debido a su alto punto de
inflamación y estabilidad química, conocido comúnmente como ASKAREL o PCB.
121
Durante
los
años
70's,
se
determino que
los
BifenilosPoliclorados
tenían
características tóxicas nocivas para el hombre, por lo que quedo prohibida su
fabricación internacionalmente y se comenzó a establecer la normatividad necesaria
para su control, manejo y disposición. A pesar de que el BPC no se reproduce, su
presencia solamente es detectada mediante análisis de laboratorio "Cromatografía de
Gases", por lo que es fácil contaminar equipos con este compuesto cuando no se
toman las precauciones conducentes.
3.8.3.10 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA AL ACEITE
OBJETIVO
Comprobar que el aceite usado como líquido aislante de un transformador cumpla con
las especificaciones eléctricas necesarias. Y prevenir la contaminación con humedad
del aceite e impurezas.
INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN
El instrumento de medición a emplearse para este tipo de prueba es el probador digital
de rigidez dieléctrica o probador de la copa marca HIPOTRONICS completamente
automático y provisto con un rango máximo de salida de 0 - 60 kV entre 2 boquillas y
de 30 kV entre boquilla y tierra con un rango de medición de 3.5 dígitos en la escala de
kV con una proporción de aumento de tensión aplicada de 500, 2000 o 3000 Volts por
segundo (vps).
NORMAS DE REFERENCIA
IEEE Std C57.104-2008 Tabla 1 condición 1"IEEE Guide fortheinterpretacion of Gases
Generated in Oil-immersedTransformers".
METODO DE PRUEBA
El método de prueba es directo a la muestra con equipo de medición, bajo la norma
ASTM-D 877.
CRITERIOS DE APROBACIÓN
Para un probador de rigidez dieléctrica de electrodos planos con una separación de
2.54 mm, el promedio de 5 muestras de aceite deberá soportar favorablemente una
tensión de 30 kV como mínimo para que sea considerado como bueno para su uso.
Además la relación de la desviación estándar de las 5 lecturas entre la media debe ser
menor a 0.1 para considerar la prueba como satisfactoria, de lo contrario se deberán
repetir las pruebas para otras 5 muestras. Para un probador de rigidez dieléctrica de
122
electrodos semiesféricos con separación de 1.02 mm, una muestra de aceite debe
soportar favorablemente una tensión de 20 kV como mínimo para que sea considerado
como bueno para su uso.
REPORTE DE PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
El reporte de presentación de resultados de la prueba de rigidez dieléctrica del aceite
contiene la información de la lectura de las 5 muestras, el promedio, la desviación
estándar y la relación de la desviación estándar entre la media. Deberá contener todas
las lecturas que fueran necesarias para obtener resultados satisfactorios o de lo
contrario, se deberá realizar el cambio de aceite del transformador.
PROCESO DE FILTRADO Y DESGASIFICADO AL ALTO VACÍO
La humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el
transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en
general. El contenido de agua en el aceite, se define en partes por millón, 1,000 partes
por millón (ppm)= 1% humedad. Se dice que un aceite está en equilibrio, cuando su
contenido de humedad es igual a 40 ppm, (0.04% de humedad),. Bajo esta condición,
ni el aceite cede su humedad a los aislamientos, ni éstos la ceden al aceite. Al
romperse la condición de equilibrio, es decir aumentarse el valor de contenido de
humedad en el aceite, se obtienen los siguientes resultados:
•
El aceite cede su humedad a los aislamientos, lo cual da por resultado que se
incremente su valor de factor de potencia y sus pérdidas, lo que se traduce en
envejecimiento y destrucción.
•
El incremento de humedad de aceite, da por resultado una disminución en su
valor de voltaje de ruptura o rigidez dieléctrica. Con valores de contenido de
agua de 60 ppm., el valor de rigidez dieléctrica se disminuye en un 13%.
•
El aceite se satura, cuando su contenido de humedad es de 100 ppm, (0.1%).
Bajo esta situación, cualquier adición en humedad será absorbida por los
materiales fibrosos del transformador, como son: cartones, papeles aislantes y
maderas.
De lo antes expuesto, se concluye que la inspección de un aceite aislante, debe
abarcar al menos:
•
Contenido de humedad.
•
Acidez.
•
Rigidez dieléctrica.
123
•
Presencia de lodos.
Si al realizar las pruebas Físico - Químicas y Cromatografía de Gases al aceite, estas
arrojan valores no favorables, entonces se procederá a realizar el Filtrado y
Desgasificado al alto vacío del mismo, siendo el proceso de la siguiente forma:
FILTRADO Y DESGASIFICADO DE ACEITE A TRANSFORMADOR
OBJETIVO DEL SERVICIO
Mantener al aceite aislante del transformador en condiciones adecuadas de acuerdo a
las especificaciones establecidas.
PROCEDIMIENTO
El proceso del filtrado desgasificado se realiza a todo tipo de transformadores que
contengan aceite aislante ya sea parafínico o nafténico. Es decir, transformadores de
pequeña, mediana y alta capacidad que podrán ser de cualquier voltaje de operación.
CALENTAMIENTO AL ACEITE
Eliminándose humedad contenida, así mismo provocando su dilatación.
PURIFICACIÓN MECÁNICA
A base de fuerza centrífuga, en este se efectuará la separación de sólido-liquido
(partículas de suspensión sedimentos etc.) y la más importante líquido-líquido.
PROCESO DE FILTRACIÓN
A base de cartuchos de asbesto de celulosa en este se eliminan y / o se retienen
partículas mayores de 5 micras (separación líquido-sólido).
PROCESO DE ALTO VACIO
Con capacidad de 575 mm de Hg. En este se almacenan gases, burbujas,
desareación, rompimiento de tensión superficial y deshidratación del aceite.
EQUIPO UTILIZADO
Se usa un equipo de filtración al alto vacío, con sistema de calentamiento y con
capacidad Necesaria para realizar al recírculado en un tiempo normal (que depende
de la cantidad de aceite aislante a tratar).
124
Figura 3.9. Diagrama de Flujo para el Proceso de Filtrado y Desgacificado del aceite.
RESULTADOS
Mejorará las propiedades dieléctricas del aceite como su rigidez dieléctrica,
voltajeinterfacial, disminuir el contenido de ppm. de agua, mejorará su factor de
potencia y reducir sólidos.
RECOMENDACIONES
Se recomienda que el tratamiento de aceite se efectué por lo menos una vez al año, y
si el medio ambiente es muy contaminado dos veces al año. Así mismo se recomienda
que haga un análisis completo al aceite.
CAMBIO DE ACEITE
El aceite aíslate se deteriora por la acción de la humedad, del oxígeno, por la
presencia de catalizadores (cobre) y por temperatura. La combinación de estos
elementos, efectúan una acción química en el aceite, que da como resultado, entre
otros, la generación de ácidos que atacan intensamente a los aislamientos y a las
partes mecánicas del transformador. De esta acción química resultan los lodos que se
precipitan en el transformador y que impiden la correcta disipación del calor,
acelerando por lo tanto el envejecimiento de los aislamientos y su distribución. La
humedad presente en el aceite, se puede originar por el aire que inhala el
transformador durante su proceso de trabajo, por fallas en sus juntas y fugas en
general. También se genera por descomposición propia del aceite y de los
aislamientos.
Un aceite muy contaminado es aquél que presenta los siguientes valores:
125
-
Contenido de humedad igual o mayor que 80 ppm.
-
Acidez igual o mayor que 0.2 mg. del número de neutralización de la potasa
cáustica.
-
Rigidez dieléctrica, menor o igual a 22 KV.
-
Se reporta presencia de lodos.
Lo eficiente del servicio dependerá de la periodicidad del mismo. Si bien es reconocido
que un mantenimiento preventivo realizado en plazo de cada seis meses, es un buen
servicio para el transformador en aceite, creemos que éste será mejor si disminuimos
el tiempo transcurrido entre uno y otro, y el o del mismo dependerá de si se lleva o no
un registro de operaciones y resultados.
126
CAPÍTULO 4
ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA DE
SUBTRANSMISION CNEL ESMERALDAS 2012
4.1.- ANTECEDENTES
Es este capítulo se analizará el comportamiento del sistema de Subtransmisión de
CNEL Esmeraldas, una vez que se implemente el transformador de 12MVA.
Analizáremos si esta solución es factible para aliviar la sobrecarga existente en la S/E
La Propicia.
4.2.- ESTUDIO DE FLUJO DE CARGA
El estudio de flujo de carga, es sumamente importante para evaluar el funcionamiento
de los sistemas de potencia, su control y planificación para expansiones futuras. Un
estudio de flujo de potencia define principalmente las potencias activa y reactiva y el
vector de voltaje en cada línea de transmisión en el sistema.
4.3.- CALIDAD DE POTENCIA
Se determina según las características de las ondas de voltaje y de corriente para la
entrega de potencia a la demanda, los parámetros que determinan la calidad de la
potencia son la frecuencia, magnitud, forma, simetría, factor de potencia.
4.4.- CALIDAD DE VOLTAJE
Se calcula sobre la base de índices que consideran el porcentaje de variación de los
voltajes de operación con respecto al valor nominal para esa barra, conforme lo indica
la Regulación CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”.
Tabla 4.1. Valores limites de bandas de variación de niveles de voltaje (Informe Bandas de
Voltaje para el SIN).
BANDAS DE VARIACION DE VOLTAJE
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISION
BARRA
kV
230
138
69
46
34.5
% VOLTAJE
NOMINAL
-5
-7
-3
-3
-3
+5
+5
+3
+3
+3
RANGO EN kV
218.50
128.34
66.93
44.62
33.47
241.50
144.90
71.07
47.38
35.54
127
4.5.- FACTOR DE POTENCIA
Las variaciones de este parámetro son considerados respecto a valores determinados
por el CONELEC, conforme al procedimiento que se indica en la regulación 004/2
“Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”.
Tabla 4.2. Limites de factor de potencia en puntos de entrega (Informe Bandas de Voltaje
para el SIN).
FACTORES DE POTENCIA EN PUNTOS DE ENTREGA
DISTRIBUIDORES Y GRANDES CONSUMIDORES
DEMANDA PUNTA
DEMANDA MEDIA
DEMANDA BASE
0.96
0.96
0.99
Superior inductivo
Superior inductivo
Menor inductivo
A continuación se resumen los Índices de Calidad de Potencia para un voltaje de
69kV, según la Regulación de Calidad 003/08:
Tabla 4.3. Límites de los parámetros de la Calidad de la Potencia (Regulación No.
CONELEC - 003/08):
LÍMITES SEGÚN LA REGULACIÓN No. CONELEC - 003/08
NIVEL DE VOLTAJE
NIVEL DE
VOLTAJE
Kv
LÍMITE INF (KV)
LÍMITE SUB
(KV)
66,93
66,93
66,93
66,93
66,93
71,07
71,07
71,07
71,07
71,07
69
CONTENIDO
ARMONICO DE
VOLTAJES
CONTENIDO
ARMONICO
VTHD
INDIVIDUAL
MAX
MAXIMO Vi
(%)
3,0
5,0
3,0
5,0
3,0
5,0
3,0
5,0
3,0
5,0
BALANCE DE VOLTAJES
MV2 (%)
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
CONTENIDO ARMÓNICO DE CORRIENTE
SCR =Isc/Is
69
< 20
20 – 50
50 - 100
100 - 1000
> 1000
BALANCE DE CORRIENTES
MC2 (%)
69
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
h < 11
11 ≤ h < 17
17 ≤ h < 23
17 ≤ h < 23
TDD
4.00
7.00
10.00
12.00
15.00
2.0
3.5
4.5
5.5
7.0
1.5
2.5
4.0
5.0
6.0
0.6
1.0
1.5
2.0
2.5
5
8
12
15
20
FACTOR DE POTENCIA EN PUNTOS DE ENTREGA
BASE
MEDIA
PUNTA
0.99 O MENOR
INDUCTIVO
0.96 SUPERIOR
INDUCTIVO
0.96 SUPERIOR
INDUCTIVO
128
4.6.- CORRIDA DE FLUJO DE CARGA
Para realizar el estudio de flujo de carga se toman en cuenta las siguientes
consideraciones:
4.6.1.- CONDICIONES DEL FLUJO DE POTENCIA
La simulación de la operación del Sistema de Subtransmisión de la región sur de
CNEL Esmeraldas, donde se incorporará una nueva subestación de generación se la
realiza mediante flujos de potencia en el programa DigSILENTPower Factory 14.0 el
mismo que sirve para evaluar su comportamiento para períodos de demanda máxima,
media y mínima, determinando niveles de voltaje, transferencias de potencia,
cargabilidad en líneas de transmisión y transformadores de potencia.
Los niveles de voltaje obtenidos en los resultados se evalúan sobre la base de
aquellos valores establecidos en la “Revisión de las Bandas de Variación de Voltaje en
barras y factores de potencia en puntos de entrega del Sistema Nacional de
Transmisión (SNT)” de acuerdo con la Regulación CONELEC 004/02.
El estudio fue realizado para demandas máximas, medias y mínimas coincidentes
entregadas por CNEL Esmeraldas del periodo febrero 2012.
4.7.- RESULTADOS
Los estudios encontrados con las consideraciones establecidas anteriormente reflejan
la situación del sistema de subtransmisión.
En el flujo de carga realizado antes de la implementación del sistema de generación
en estudio, se observa que los niveles de voltaje, Cargabilidad de las líneas de
transmisión, Cargabilidad de transformadores, aparecen con parámetros que no se
encuentran dentro de un rango aceptable, como se detalla a continuación:
129
Figura 4.1 Diagrama Unifilar S/E La Propicia antes de la implementación del proyecto
(Programa DigSILENTPower Factory 14.0)
Tabla 4.4. Resultado de Flujo de Carga antes de la implementación del proyecto
ELEMENTO SOBREGARCADO
CARGABILIDAD
VOLTAJE
BARRA
%
p.u.
Kv
Kva
BARRA 13.2 kV ROCAFUERTE
0.89 11.75 RED
BARRA 13.2 kV ATACAMES
0.94 12.35 RED
BARRA 13.2 kV TONSUPA
0.94 12.43 RED
BARRA 13.8 kV BORBON
0.87 12.06 RED
BARRA 13.8 kV SAN LORENZO
0.85 11.72 RED
BARRA 13.8 kV SAN LORENZO
CENTRO
0.82 11.37 RED
BARRA 13.8 kV QUININDE
0.91 12.58 RED
BARRA 13.8 kV QUININDE 1
0.91 12.53 RED
BARRA 13.8 kV S. VAINAS
0.95 13.04 RED
BARRA 13.8 kV LAS PALMAS
0.95 13.11 RED
BARRA 69 kV ROCAFUERTE
0.92 63.80 RED
BARRA 69 kV BORBON
0.89 61.71 RED
BARRA 69 kV BORBON 1
0.89 61.68 RED
BARRA 69 kV SAN LORENZO
0.87 60.00 RED
BARRA 69 kV MUISNE
0.94 64.85 RED
BARRA 69 kV QUININDE
0.93 64.22 RED
BARRA 69 kV QUININDE 1
S/E BORBON
S/E MUISNE
S/E PROPICIA
POTENCIA
APARENTE
CORRIENTE
A
p.u.
3813.60
3727.96
2803.19
2733.00
35.70
178.50
24.96
124.79
0.85
0.85
1.19
1.19
13958.40
116.80 1.16
0.93 64.12 RED
85.33
119.31
116.32
69kV
13.8kV
69kV(6)
12.8kV
BARRA
69kV
130
82.94
S/E QUININDE
99.68
S/E ROCAFUERTE
139.18
S/E S. VAINAS
13.8kV
13572.26
583.98 1.16
69kV
13.8kV
69kV
13.2kV
69kV
3859.28
3780.72
2580.53
2485.05
13595.81
34.70
173.49
23.35
122.08
116.46
13.8kV
13154.00
582.28 1.39
0.83
0.83
1.00
1.00
1.39
El transformador de la S/E La Propicia se encuentra sobrecargado en un 116,8% por
lo que es necesario aliviar la carga del mismo.
La dificultad del transformador de potencia al sobrepasar el 100% de su capacidad
nominal radica en no garantizar el suministro de energía eléctrica, no dispondría de
niveles de reserva para cualquier eventualidad futura al momento de ejecutar alguna
maniobra técnica.
Existen niveles de voltaje que no se encuentran dentro de los rangos aceptables de
operación, como es el caso en las barras; Rocafuerte, Atacamez, Tonsupa, Borbón,
San Lorenzo, Quininde y Muisne.
A continuación veremos los resultados obtenidos después de implementar el
transformador dimensionado y analizaremos cómo se comporta el sistema con la
solución que hemos planteado.
Una vez implementado el sistema de generación, se obtienen los siguientes
resultados:
4.7.1.- RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MINIMA
Tabla 4.5. Resultado de Flujo de Carga a Demanda Mínima Coincidente CNEL Esmeraldas
ELEMENTO
SOBREGARCADO
CARGABILIDAD
VOLTAJE
BARRA
%
BARRA 13.2
kVTONSUPA
BARRA 13.8 kV
p.u.
Kv
0.95 12.50
RED
0.95 13.05
RED
BARRA 13.8 kV
0.94 13.05
RED
BARRA 6.3kV
1.06
RED
S/E MUISNE
TRAFO 12MVA
6.6
POTENCIA
CORRIENTE
APARENTE
Kva
A
p.u.
87.59
69kV(6)
2098.85
18.32
0.88
2059.94
91.61
0.88
87.34
13.8kV
BARRA
13.8kV
6.3(8)
10727.82
438.46 0.87
11100
960.44 0.87
131
Figura 4.2 Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12 MVA a
Demanda Mínima (Programa DigSILENTPower Factory 14.0)
4.7.2.- RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MEDIA
Tabla 4.6. Resultado de Flujo de Carga a Demanda Media Coincidente para CNEL
Esmeralda
ELEMENTO
SOBREGARCADO
CARGABILIDAD
VOLTAJE
BARRA
%
BARRA 13.2 kV
ROCAFUERTE
BARRA 13.2 kV
ATACAMES
BARRA 13.2 kV TONSUPA
p.u.
Kv
0.94 12.37
RED
0.94 12.47
RED
0.93 12.29
RED
0.94 12.95
RED
0.95 13.06
RED
BARRA 13.8 kV SAN
LORENZO CENTRO
0.93 12.86
RED
BARRA 13.8 kV QUININDE
0.93 12.84
RED
BARRA 13.8 kVPROPICIA
0.95 13.04
RED
BARRA 6.3kV
1.05
BARRA 69 kV (4)
0.95 65.54
RED
BARRA 69 kV (6)
0.95 65.43
RED
BARRA 69 kV (7)
0.95 65.41
RED
BARRA 13.8 kV BORBON
BARRA 13.8 kV SAN
LORENZO
BARRA 69 kV (8)
S/E MUISNE
Kva
A
p.u.
2459.43
21.70
1.04
6.6
0.95 65.33
103.75
POTENCIA
CORRIENTE
APARENTE
RED
69kV(6)
132
13.8kV
13.8(8)
13.8kV
6.3kV
2406.99
108.51 1.04
10724.11
11100
440.72 0.88
965.39 0.88
69kV(1)
13.2kV
69kV(10)
13.8kV(5)
2468.74
2398.86
10165
10035
21.42
111.96
86.46
432
87.79
TRAFO 12MVA
S/E ROCAFUERTE
91.42
103.32
S/E S. VAINAS
0.91
0.91
1.03
1.03
Figura 4.3 Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12 MVA a
Demanda Media (Programa DigSILENTPower Factory 14.0)
4.7.3.- RESULTADO DE FLUJO DE CARGA A DEMANDA MÁXIMA
Tabla 4.7. Resultado de Flujo de Carga a Demanda Máxima Coincidente para CNEL
Esmeralda
ELEMENTO SOBREGARCADO
CARGABILIDAD
VOLTAJE
BARRA
%
p.u.
Kv
POTENCIA
APARENTE
Kva
BARRA 13.2 kV ROCAFUERTE
0.89 11.75
RED
BARRA 13.2 kV ATACAMES
0.94 12.35
RED
BARRA 13.2 kV TONSUPA
0.94 12.43
RED
BARRA 13.8 kV BORBON
0.87 12.06
RED
BARRA 13.8 kV SAN LORENZO
0.85 11.72
RED
BARRA 13.8 kV SAN LORENZO
CENTRO
0.82 11.37
RED
BARRA 13.8 kV QUININDE
0.91 12.58
RED
BARRA 13.8 kV QUININDE 1
0.91 12.53
RED
BARRA 13.8 kV S. VAINAS
0.95 13.04
RED
CORRIENTE
A
p.u.
133
BARRA 13.8 kV PROPICIA
0.95 13.11
RED
BARRA 69 kV ROCAFUERTE
0.92 63.80
RED
BARRA 69 kV BORBON
0.89 61.71
RED
BARRA 69 kV BORBON 1
0.89 61.68
RED
BARRA 69 kV SAN LORENZO
0.87 60.00
RED
BARRA 69 kV MUISNE
0.95 64.85
RED
BARRA 69 kV QUININDE
0.93 64.22
RED
BARRA 69 kV QUININDE 1
0.93 64.12
RED
85.33
S/E BORBON
119.31
S/E MUISNE
TRAFO DE 12MVA
82.94
S/E QUININDE
S/E ROCAFUERTE
S/E S. VAINAS
88,38
99.68
139.18
69kV(3)
13.8kV
69kV(6)
12.8kV
BARRA
69kV
13.8(8)
3813.60
3727.96
2803.19
2733.00
35.70
178.50
24.96
124.79
0.85
0.85
1.19
1.19
10719.16
443.72 0.88
11100
971.95 0.88
69kV(7)
13.8kV(3)
69kV(1)
13.2kV
69kV(10)
3859.28
3780.72
2580.53
2485.05
13595.81
34.70
173.49
23.35
122.08
116.46
0.83
0.83
1.00
1.00
1.39
13.8kV(5)
13154.00
582.28 1.39
Figura 4.4. Diagrama Unifilar S/E La Propicia, Implementado el transformador de12 MVA a
Demanda Máxima (Programa DigSILENTPower Factory 14.0)
El transformador implementado trabaja dentro de los parámetros normales de
operación.
El transformador perteneciente a la S/E la Propicia es aliviado mediante la inserción
del transformador de 12 MVA al sistema:
134
Figura 4.5 Transformador la propicia a Demanda Máxima
Figura 4.6 Transformador la propicia a Demanda Media
Figura 4.7 Transformador la propicia a Demanda Mínima
135
Una vez implementada la generación de 9MW al sistema de subtransmisión de CNEL
Esmeraldas en la barra de 13.8kV de la S/E la Propicia se presentan niveles de voltaje
dentro del rango aceptable, como es el caso en las barras; Vainas, Propicia, Muisne.
Demostrando que al inyectar generación en la barra de la S/E Propicia se mejoran los
niveles de voltaje debido a que no se podía satisfacer la demanda existente.
Se eliminó la sobrecarga en el transformador de la S/E la Propicia de un porcentaje de
Cargabilidadde 116% a 36%, como se muestra en la tabla 4.7., se sugiere realizar los
estudios correspondientes y justificar los elementos con niveles bajos de carga y evitar
el problema de sobredimensionamiento de equipos.
Sin embargo aun cuando se solucionó los problemas en la S/E la Propicia, persisten
problemas de sobrecarga de transformadores y perfiles de voltaje que no se
encuentran dentro del rango aceptable de operación en otros sectores del sistema, por
lo que se recomienda ciertas alternativas de solución para mejorar la operación, como
es; cambiar la forma de operación de las líneas, mover taps de transformadores,
incorporar componentes reactivos en las redes, colocar generación, todo esto previo a
un estudio de flujo de carga.
136
CAPITULO 5
ESTUDIO ECONÓMICO DEL PROYECTO
5.1 INTRODUCCIÓN
Para determinar si un proyecto a implementar es rentable es necesario realizar un
estudio económico en cual además define la viabilidad del mismo.
Al realizar el estudio económico determinaremos el costo de la inversión, la
rentabilidad, el tiempo de recuperación de la inversión, y por ende la viabilidad de la
implementación.
5.2 EVALUACIÓN ECONOMICA
5.2.1 BENEFICIOS
El beneficio es la ganancia económica que se obtiene de una inversión.En este caso el
beneficio que se obtiene con la implementación de la central térmica de
aproximadamente 9.074MW generados para satisfacer las necesidades de consumo.
Se cuantifica la Energía generada de la siguiente manera:
Potencia instalada de generación:
Factor de planta para una central térmica:
Tiempo:
9MW
0,5
8640 horas
Energía generada en un año:
E 0,5 ? 8640 ? 9 39.420MWh/año
(4.1)
5.2.2 INVERSIÓN
Una inversión hace referencia a la colocación de capital en una operación o proyecto
con el fin de obtener una ganancia futura.
El costo de la inversión inicial, para la implementación del sistema de transformación
de 12MVA de la central de generación que se conectará a la barra de 3.8KV de la S/E
La Propicia, se determina a continuación:
137
Tabla 5.1 Costos de implementación de proyecto
Ítem
Componente Fundamental
Descripción técnica
Presupuesto
referencial de
cada Ítem USD
1
Estructuras Metálicas Pórtico de llegada 13.8 kV
2
Transformador de Potencia de 6.3/13.8 kV - 9/12
Suministro de equipo
MVA conexión YnD1 y repuestos.
480.139,25
3
Celdas Metalclad de 13.8 kV para entrada de
transformador de potencia, incluye control, Suministro de equipo
medición y protección. Repuestos.
51.596,74
4
Celda Metalclad de 13.8 kV para transformador de
Suministro de equipo
potencial. Repuestos.
51.596,74
5
Interruptor de 6.3 kV
87.833,17
6
Suministro de cable y accesorios para
conexionado general de equipos a la malla a Suministro de materiales
tierra.
2.145,41
7
Ensamble y Montaje General de Estructuras
Metálicas
Mano de obra para armado de
todas las estructuras
5.433,17
8
Montaje y ensamble de Transformador de Poder
9/12 MVA – 6.3/13.8 kV.
Montaje, pruebas y puesta en
marcha del equipo
9.245,20
9
Montaje y conexión de Interruptor de 6.3kV
Montaje, pruebas y puesta en
marcha del equipo
2.985,95
10
Montaje y conexión de Celdas Metalclad de 13.8
kV.
Montaje, pruebas y puesta en
marcha del equipo
4.796,90
11
Montaje y conexión de Celda Metalclad de 13.8
kV para transformador de potencial y servicios
auxiliares
Montaje, pruebas y puesta en
marcha del equipo
927,99
12
Suministro de materiales y construcción de malla
a tierra.
Suministro, montaje, conexión y
pruebas de la malla a tierra
10.439,11
13
Gastos generales.
Gastos generales:
administración, ingeniería,
estudios, etc.
19.000,00
Suministro de estructuras
Suministro de equipo
TOTAL:
12.643,17
738.782,82
Para realizar el análisis económico del proyecto se consideró la implementación de la
central térmica en su totalidad debido a que se calculará la energía generada de la
planta.
El valor de aproximado de una central de generación térmica por cada 1MW generado
es:
1MW USD 1.500.000
Costo aproximado de una central térmica de 9MW:
Inversión USD 15.800.000
138
Los datos referenciales de suministro e implementación de centrales de generación
fueron tomados de las bases de presupuestos de una empresa distribuidora.
Una vez realizado la valoración de la inversión inicial del proyecto a implementar, se
determina su rentabilidad para lo cual se debe calcular:
•
El valor presente neto (VPN)
•
La tasa interna de retorno (TIR)
•
Relación beneficio (B/C)
•
Periodo de recuperación de la inversión
5.2.3 VALOR ACTUAL NETO (VAN)
Se entiende por VAN a la diferencia entre el valor actual de los ingresos esperados de
una inversión y el valor actual de los egresos que la misma ocasione. Es la
rentabilidad mínima pretendida por el inversor, por debajo de la cual estará dispuesto a
efectuar su inversión.
Figura 5.1 Flujo de Fondos
5.2.4 VALOR PRESENTE NETO
Es el valor presente de un conjunto de flujos de efectivo futuros menos su costo de
inversión.
5.2.4.1 VALOR PRESENTE
Los ingresos futuros esperados, como también los egresos, deben ser actualizados a
la fecha del inicio del proyecto.
+1 / i-m , 1
VP VA ? ·
¸
i ? +1 / i-m
Donde:
VP: Valor presente
VA: Valor actual
(4.2)
139
n: Vida útil del proyecto
i: Tasa de descuento
5.2.5 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
Es la tasa de interés producida por un proyecto de inversión con pagos e ingresos que
ocurren en periodos regulares dentro de un tiempo determinado, además de
interpretar los flujos de caja anualmente.
También se puede decir que es la tasa de interés que hace que el VAN del proyecto
sea igual a cero.
5.2.6 RELACIÓN COSTO BENEFICIO
La relación beneficio/costo, muestra la rentabilidad en términos relativos y la
interpretación del resultado, se expresa en centavos ganados por cada dólar invertido
en el proyecto.
Esta relación se calcula al dividir la sumatoria de los valores del valor actual neto y el
valor de la inversión al año cero (inversión total inicial).
∑ï
Y VANm
Bõ C Inversión inicial
(4.3)
Bõ : Relación beneficio / costo
C
Donde:
VAN: Valor actual neto
N: Duración en años del proyecto
Esta relación como regla de decisión para un proyecto, indica la cantidad de dólares
que se está percibiendo o perdiendo por cada dólar de inversión, y por ende este valor
tiene que ser mayor que uno para determinar que un proyecto es factible
económicamente.
5.2.7 CALCULOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
Tabla 5.2Resultados del Análisis Económico
Tasa de actualización:
12%
Precio medio de la Energía:
0.07 USD/kWh
Inversión:
USD 15.800.000
Costo de Operación y Mantenimiento:
USD 158.000
140
GENERACION
AÑO
MW
VARIACION
DE
PÉRDIDAS
ENERGÍA
GENERADA
MW
MWh
COSTOS
[USD]
INVERSION
O&M
B E N E F I C I O S [USD]
VALORES ACTUALIZADOS
BENEFICIOS
NETOS
TOTAL
VENTA DE
ENERGÍA
TOTAL
COSTOS
BENEFICIOS
B. NETOS
-3
-2
-1
0
15.800.000
1
9,00
2
3
2%
15.800.000
-15.800.000
15.800.000
15.800.000
39.420,00
176.960
176.960
2.759.400
2.759.400
2.582.440
158.000
2.463.750
2.305.750
9,00
40.996,80
167.622
167.622
2.869.776
2.869.776
2.702.154
133.627
2.287.768
2.154.140
9,00
40.996,80
172.651
172.651
2.869.776
2.869.776
2.697.125
122.889
2.042.650
1.919.760
4
9,00
40.996,80
177.830
177.830
2.869.776
2.869.776
2.691.946
113.014
1.823.795
1.710.780
5
9,00
40.996,80
183.165
183.165
2.869.776
2.869.776
2.686.611
103.933
1.628.388
1.524.455
6
9,00
40.996,80
188.660
188.660
2.869.776
2.869.776
2.681.116
95.581
1.453.918
1.358.337
7
9,00
40.996,80
194.320
194.320
2.869.776
2.869.776
2.675.456
87.901
1.298.141
1.210.240
8
9,00
40.996,80
200.150
200.150
2.869.776
2.869.776
2.669.626
80.837
1.159.054
1.078.217
9
9,00
40.996,80
206.154
206.154
2.869.776
2.869.776
2.663.622
74.341
1.034.870
960.529
10
9,00
40.996,80
212.339
212.339
2.869.776
2.869.776
2.657.437
68.367
923.991
855.624
11
9,00
40.996,80
218.709
218.709
2.869.776
2.869.776
2.651.067
62.874
824.992
762.118
12
9,00
40.996,80
225.270
225.270
2.869.776
2.869.776
2.644.506
57.821
736.600
678.779
13
9,00
40.996,80
232.028
232.028
2.869.776
2.869.776
2.637.748
53.175
657.679
604.504
14
9,00
40.996,80
238.989
238.989
2.869.776
2.869.776
2.630.787
48.902
587.213
538.311
15
9,00
40.996,80
246.159
246.159
2.869.776
2.869.776
2.623.617
44.972
524.297
479.325
16
9,00
40.996,80
253.544
253.544
2.869.776
2.869.776
2.616.232
41.358
468.123
426.764
17
9,00
40.996,80
261.150
261.150
2.869.776
2.869.776
2.608.626
38.035
417.967
379.932
18
9,00
40.996,80
268.984
268.984
2.869.776
2.869.776
2.600.792
34.979
373.184
338.206
19
9,00
40.996,80
277.054
277.054
2.869.776
2.869.776
2.592.722
32.168
333.200
301.033
20
9,00
40.996,80
285.366
285.366
2.869.776
2.869.776
2.584.410
29.583
297.500
267.917
21
9,00
40.996,80
293.927
293.927
2.869.776
2.869.776
2.575.849
27.206
265.625
238.420
141
22
9,00
40.996,80
302.744
302.744
2.869.776
2.869.776
2.567.032
25.020
237.165
212.146
23
9,00
40.996,80
311.827
311.827
2.869.776
2.869.776
2.557.949
23.009
211.755
188.746
24
9,00
40.996,80
321.181
321.181
2.869.776
2.869.776
2.548.595
21.160
189.067
167.907
25
9,00
40.996,80
330.817
330.817
2.869.776
2.869.776
2.538.959
19.460
168.810
149.350
26
9,00
40.996,80
340.741
340.741
2.869.776
2.869.776
2.529.035
17.896
150.723
132.827
27
9,00
40.996,80
350.964
350.964
2.869.776
2.869.776
2.518.812
16.458
134.574
118.116
28
9,00
40.996,80
361.493
361.493
2.869.776
2.869.776
2.508.283
15.135
120.155
105.020
29
9,00
40.996,80
372.337
372.337
2.869.776
2.869.776
2.497.439
13.919
107.282
93.362
30
9,00
40.996,80
383.507
383.507
2.869.776
2.869.776
2.486.269
12.801
95.787
82.986
TOTAL
9,00
1.228.327
15.800.000
7.756.643
23.556.643
VALOR PRESENTE
17.474.422
23.018.024
5.543.602
TASA INTERNA DE RETORNO [TIR]
16,65%
RELACION BENEFICIO/COSTO [B/C]
1,35
VAN
62.426.261
142
5.2.8 RESULTADOS
Un proyecto de inversión es aceptable cuando los indicadores de evaluación arrojan
los siguientes resultados:
•
•
•
VAN ÷ 0
TIR ÷ Tasa de actualización inferior, pero dentro de los valores de interpolación
øõ ÷ 1

Por lo que se concluye:
•
Los beneficios proyectados son superiores a su costo.
•
La tasa interna de rendimiento es superior a la tasa bancaria.
•
Los beneficios generados por el proyecto son mayores a los costos de
implementación.
5.2.8 PERIODO DE RECUPERACION DEL CAPITAL
El periodo de recuperación de la inversión - PRI - es uno de los métodos que en el
corto plazo puede tener el favoritismo a la hora de evaluar sus proyectos de inversión.
Por su facilidad de cálculo y aplicación, el PRI es considerado un indicador que mide
tanto la liquidez del proyecto como también el riesgo relativo pues permite anticipar los
eventos en el corto plazo.
Es importante anotar que este indicador es un instrumento financiero que al igual que
el Valor Presente Neto y la Tasa Interna de Retorno, permite optimizar el proceso de
toma de decisiones.
En el presente caso el PRI se determina al ir acumulando los Beneficios Netos desde
el periodo 1, se tiene que, hasta el periodo 10, su sumatoria es de USD 15.839.951,21
valor mayor al monto de la inversión inicial, USD 15.800 000,00. Quiere esto decir que
el periodo de recuperación se encuentra entre los periodos 9 y 10.
Para determinarlo con mayor exactitud se establece una interpolación entre los dos
periodos, lo cual se tiene:
∆PRI =
15.800.000,00 - 15.077.832,78
15.839.951,21 - 15.077.832,78
= 0,95
∴ PRI = 9.95 años= 9 años, 11 meses, 11 días.
(4.4)
143
Tabla 5.3Periodo de Recuperación del Capital
C O S T O S [USD]
AÑO
INVERSION
-3,00
-2,00
-1,00
0,00 15.800.000,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
11,00
12,00
13,00
14,00
15,00
16,00
17,00
18,00
19,00
20,00
21,00
22,00
23,00
24,00
25,00
26,00
27,00
28,00
29,00
30,00
TOTAL
O&M
176.960,00
167.622,20
172.650,87
177.830,39
183.165,30
188.660,26
194.320,07
200.149,67
206.154,16
212.338,79
218.708,95
225.270,22
232.028,33
238.989,18
246.158,85
253.543,62
261.149,93
268.984,42
277.053,96
285.365,58
293.926,54
302.744,34
311.826,67
321.181,47
330.816,91
340.741,42
350.963,66
361.492,57
372.337,35
383.507,47
B E N E F I C I O S [USD]
TOTAL
15.800.000,00
176.960,00
167.622,20
172.650,87
177.830,39
183.165,30
188.660,26
194.320,07
200.149,67
206.154,16
212.338,79
218.708,95
225.270,22
232.028,33
238.989,18
246.158,85
253.543,62
261.149,93
268.984,42
277.053,96
285.365,58
293.926,54
302.744,34
311.826,67
321.181,47
330.816,91
340.741,42
350.963,66
361.492,57
372.337,35
383.507,47
15.800.000,00 7.756.643,15 23.556.643,15
VENTA DE ENERGÍA
2.759.400,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
BENEFICIOS
NETOS
TOTAL
2.759.400,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
2.869.776,00
VALORES ACTUALIZADOS
COSTOS
-15.800.000,00
2.582.440,00
2.702.153,80
2.697.125,13
2.691.945,61
2.686.610,70
2.681.115,74
2.675.455,93
2.669.626,33
2.663.621,84
2.657.437,21
2.651.067,05
2.644.505,78
2.637.747,67
2.630.786,82
2.623.617,15
2.616.232,38
2.608.626,07
2.600.791,58
2.592.722,04
2.584.410,42
2.575.849,46
2.567.031,66
2.557.949,33
2.548.594,53
2.538.959,09
2.529.034,58
2.518.812,34
2.508.283,43
2.497.438,65
2.486.268,53
15.800.000,00
158.000,00
133.627,39
122.889,48
113.014,43
103.932,91
95.581,16
87.900,53
80.837,10
74.341,26
68.367,41
62.873,60
57.821,25
53.174,90
48.901,92
44.972,30
41.358,46
38.035,01
34.978,62
32.167,84
29.582,93
27.205,73
25.019,55
23.009,05
21.160,11
19.459,74
17.896,02
16.457,94
15.135,43
13.919,19
12.800,68
BENEFICIOS
2.463.750,00
2.287.767,86
2.042.649,87
1.823.794,53
1.628.387,97
1.453.917,83
1.298.140,92
1.159.054,39
1.034.870,00
923.991,07
824.992,02
736.600,02
657.678,59
587.213,03
524.297,35
468.122,63
417.966,63
373.184,49
333.200,44
297.500,39
265.625,35
237.165,49
211.754,90
189.066,88
168.809,71
150.722,96
134.574,07
120.155,42
107.281,62
95.787,16
B. NETOS
-15.800.000,00
2.305.750,00
2.154.140,47
1.919.760,40
1.710.780,10
1.524.455,06
1.358.336,67
1.210.240,39
1.078.217,30
960.528,74
855.623,66
762.118,43
678.778,77
604.503,69
538.311,11
479.325,04
426.764,17
379.931,63
338.205,87
301.032,60
267.917,47
238.419,63
212.145,94
188.745,85
167.906,77
149.349,97
132.826,94
118.116,13
105.019,99
93.362,44
82.986,48
PERIODO
DE
RECUPER
B. NETOS ACUM,
ACION
ACUMULA
DO
4.459.890,47
6.379.650,86
8.090.430,96
9.614.886,02
10.973.222,69
12.183.463,08
13.261.680,38
14.222.209,12
15.077.832,78
15.839.951,21
16.518.729,97
17.123.233,66
17.661.544,77
18.140.869,81
18.567.633,99
18.947.565,61
19.285.771,48
19.586.804,08
19.854.721,55
20.093.141,17
20.305.287,12
20.494.032,97
20.661.939,74
20.811.289,70
20.944.116,65
21.062.232,78
21.167.252,77
21.260.615,20
21.343.601,68
21.343.601,68
VALOR PRESENTE
17.474.421,94 23.018.023,63 5.543.601,68
TASA INTERNA DE RETORNO [TIR]
0,17
RELACION BENEFICIO/COSTO [B/C]
1,35
VAN
62.426.260,85
Se concluye que el proyecto de implementación del sistema de transformación de
12MVA para la central de generación a instalar en la barra de 13.8kV de la S/E la
Propicia es viable.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
144
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
1.- Al seleccionar correctamenteel transformador principal en un sistema de
generación sedetermina la no limitación del suministro de energía activa y reactiva, así
como también la absorción de energía reactiva de los generadores, por cuanto el
análisis de selección del transformador de potencia parte del análisis de la curva de
capacidad del generador.
2.- La conexión eficaz en un sistema generación-transformador es YnD, con la
conexión delta en el lado de bajo voltaje se consigue quela corriente que circula
seaigual a_Š /√3por lo que las dimensiones del bobinado serán menores, además se
obtiene una impedancia de secuencia cero razonablemente baja.
Con la conexión estrella con neutro aterrizado a tierra en el lado de alto voltaje se
consigue reducir el aislamiento del neutro, siendo esta conexión ventajosamente más
económica.
Esta conexión presenta una característica especial debido a que la protección de tierra
del lado del alto voltaje no necesita coordinación con la protección del lado de bajo
voltaje, la conexión YnD no transfiere los desequilibrios de un lado a otro de los
bobinados del transformador.
3.- Se debe instalar pararrayos en los terminales de alto voltaje y terminales de bajo
voltaje y tierra para protección de sobrevoltajes debido a la considerable diferencia de
voltaje en el sistema.Adicionalmente se instala capacitores entre terminales y tierra los
cuales se cargarán cuando se produzca un sobrevoltaje y descargarán este excedente
a tierra.
4.- Los conductores de fase son instalados en ductos separados, reduciendo la
posibilidad que se produzca un corto circuito entre conductores, este es un criterio de
diseño importante.
5.- Con la implementación de este proyecto se obtiene los siguientes beneficios:
•
Entregar al sistema de transmisión de CNEL Esmeraldas aproximadamente
9MW satisfaciendo la demanda del sector.
145
•
Mejorar los niveles de voltaje en las barras del sistema de transmisión CNEL
Esmeraldas obteniendo una mejor calidad de energía.
6.- El sistema de control del transformador de potencia empleado junto a una central
de generación es del tipoSMLTP’s que monitorean en tiempo real los parámetros de
transformadores, tales como: voltaje de fase, corriente de fase, temperaturas del
aceite, gases disueltos en el aceite, emisiones ultrasónicas para la detección de
descargas parciales, ruido ambiente,temperatura ambiente, corriente de bombas y
operación de pasos de enfriamiento.
7.- La evaluación económica realizada para el presente proyecto presenta valores
adecuados; la tasa interna de retorno es superior a la tasa bancaria, el valor presente
neto es positivo, la relación costo/beneficio es mayor a uno, por lo que se concluye
que el proyecto de implementación es viable.
6.2 RECOMENDACIONES
1.- Se recomienda obtener las especificaciones técnicas del transformador de potencia
de una central de generación del análisis del sistema generador-transformador en
conjunto debido a que los parámetros de cada elemento se relacionan entre sí.
2.- Se recomienda realizar el estudio de flujo de carga y de cortocircuito del sistema de
Subtransmisión CNEL Esmeraldas para determinar si los parámetros se encuentran
dentro de los rangos admisibles de la norma.
3.- Se recomienda realizar un estudio detallado de cada elemento que conforma las
centrales térmicas para así obtener el máximo aprovechamiento cuando se realiza la
implementación de este tipo de proyectos.
4.- Se recomienda utilizar la conexión YnD con el lado de delta cercano a la
generación.
5.- La norma IEE C57-116-1989 “Guía para Transformadores Conectado directamente
a los generadores”, recomienda la instalación de pararrayos en el lado de alto voltaje y
bajo voltaje y tierra, adicionalmente la instalación de capacitores de 0,25uf.
146
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
IEE C57-116-1989 “Guía para Transformadores Conectado directamente a los
generadores”.
Fitzgerald A. E., “Máquinas Eléctricas”, V Edición, McGRAW-HILL, México, 1992.
í
Especificaciones técnicas del equipo eléctrico primario, Comisión Electrotécnica
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148
ANEXOS
149
ANEXO 1
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE
GENERACIÓN
150
151
ANEXO 2
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA CNEL
ESMERALDAS 2012
152
153
ANEXO 3
MALLA DE PUESTA A TIERRA PARA EL
TRANSFORMADOR ELEVADOR DE POTENCIA
154
155
ANEXO 4
DIAGRAMA UNIFILAR DE EQUIPOS PRINCIPALES DE
PROTECCIÓN GENERADOR – TRANSFORMADOR
156